Resumen—Este documento contiene los temas de trabajo propuestos en la fase 1 del foco 3 de la Misión de la Transformación

Energética, para el Ministerio de Minas y Energía1

.

Lista de abreviaturas:

• AGPE: Autogeneradores a Pequeña Escala

• AMI: Advance Metering Infrastructure

• B/C: Beneficio Costo

• CCL: Centro de control Local

• CND: Centro Nacional de Despacho

• CNO: Consejo Nacional de Operación

• CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas

• Cx: Se refiere la a la comercialización de energía

• DDV: Demanda Desconectable Voluntaria

• DER: Distributed Energy Resource

• DERMS: Distribution Energy Resource

Management System

• DG: Generación Distribuida

• DSO: Distribution System Operator

• Dx: Se refiere a la distribución de energía

• FNCER: Fuentes No Convencionales de Energía

Renovable

• LBC: Línea Base de Consumo

• MME: Ministerio de Minas y Energía

• NTC: Norma Técnica Colombiana

• OR: Operador de Red

• PMU: Phasor Measurement Unit

• RD: respuesta de la demanda

• RTC: Revisión Técnico-Mecánica

• SDL: Sistema de Distribución Local

• SIN: Sistema Interconectado Nacional

• STN: Sistema de Transmisión Nacional

• STR: Sistema de Transmisión Regional

• UC: Unidad Constructiva

• UPME: Unidad de Planeación Minero-Energética

I. OBJETIVO

Este escrito de la fase 1 del foco 3 tiene como propósito el análisis de las condiciones actuales de

los sistemas de distribución en Colombia, la identificación de elementos regulatorios que propician o

desincentiven: i) la modernización de la redes de distribución, ii) la incorporación y masificación de los

DER, iii) el establecimiento de esquemas de respuesta de la demanda, y iv) la modernización de los

estándares de planeamiento técnico de las redes de distribución, y finamente, la formulación de algunas

propuestas para adecuar las condiciones identificadas, con el fin de generar una línea base de mejora

sobre la que se crearán las propuestas de la fase dos de este foco.

1 Declaración: El contenido de este documento y las opiniones expresadas en este informe son de los autores y no reflejan necesariamente

los puntos de vista del Ministerio de Minas y Energía de Colombia.

Andrei Romero-Grass, Thomas Mach,

con la colaboración de: Sergio Guzmán, Miguel A. Velásquez, Álvaro Zambrano

26 de marzo de 2020

Foco 3, fase I: Descentralización y

Digitalización de la Industria y la Gestión

Eficiente de la Demanda

Foco 3, fase I: Descentralización y Digitalización de la Industria y la Gestión Eficiente de la Demanda

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II. INTRODUCCIÓN

Hace 25 años, con la promulgación de las leyes 142 y 143 de 1994, en Colombia se transformó el

sector eléctrico entrando en operación el nuevo marco dentro del cual se desarrollarían las actividades

de los prestadores de servicios públicos y el sector eléctrico. Bajo estas leyes se promovieron los

cambios y ajustes que se consideraban necesarios para tener un sistema mucho más confiable, con un

aumento en la cobertura que pasara de un 75.1% para aquella época de promulgación de estas leyes, a

presentar niveles superiores al 96% en los que se encuentra hoy la cobertura del servicio en el país.

En los últimos años, alrededor del mundo, ha cambiado el paradigma con el cual se desarrollaban

los sistemas eléctricos (cobertura, confiabilidad, entre otros) como consecuencia de la implementación

de nuevas tendencias basadas en los avances tecnológicos que permiten gestionar y operar el sistema

eléctrico de una manera mucho más eficiente, asegurando la confiabilidad y la calidad del servicio y

generando nuevas oportunidades y formas de negocios. Estas nuevas tendencias han demostrado ser

muy efectivas en momentos en donde la preocupación de los gobiernos y en general de las personas,

está enfocada hacia la reducción del impacto medio ambiental que genera el uso de la electricidad, la

optimización de los recursos energéticos y la diversificación.

Dentro de las nuevas tendencias que se vienen implementando, se observa que la integración de

generación distribuida dentro del sistema eléctrico no solamente trae beneficios como la reducción de

pérdidas y el aprovechamiento de fuentes de energía con menor impacto en el ambiente, sino que

permiten la dinamización del mercado con la posibilidad de impactar en el precio que se paga por la

misma. No obstante, la multiplicación de estas fuentes a lo largo del sistema de distribución produce

un cambio radical de la manera como se llevaban a cabo los procesos de planeación y expansión más

la operación y mantenimiento de las redes, obligando a replantear las metodologías clásicas

implementadas para tal fin.

Por otra parte, la medición inteligente ha demostrado ser un habilitador de la implementación de

nuevos servicios y funcionalidades dentro del sistema, debido a que, gracias a su capacidad de ofrecer

lecturas de los parámetros eléctricos en intervalos de tiempos mucho más reducidos, facilita la

implementación de programas de respuesta a la demanda que fomenten la eficiencia energética o

implementar esquemas de restablecimiento del servicio automáticos enfocados hacia la calidad del

servicio que es ofrecido.

Es evidente que todo esto generará la transformación del cliente convirtiéndolo en un agente

activo, empoderado gracias a la disponibilidad creciente de formas de administrar y suplir sus

necesidades eléctricas (flexibilidad), por lo que se convierte en un actor natural que está rodeado de

opciones y servicios del mercado eléctrico que le ofrecerán seguridad. La nueva premisa del cliente

será: “Yo elijo", y con ella, el usuario final empoderado será el principal decisor de hasta dónde la

transformación energética podrá ejecutarse, siempre y cuando las opciones que se le planteen tengan

una clara señal de beneficio para él y su entorno.

Implementar estas nuevas tendencias suponen un desafío para los responsables de la formulación

de políticas teniendo en cuenta que, bajo los lineamientos y criterios que se promuevan, se tendrá que

estructurar el marco regulatorio que permitirá la integración de estas nuevas tecnologías y a partir de

esto se modificará la estructura de los mercados y las funciones de los agentes que actualmente operan,

viéndose la posibilidad inclusive, de generar la creación de nuevos agentes, en busca de aprovechar al

máximo los beneficios crecientes que se deriven de estas nuevas tendencias. Es así como, esta

transformación tendrá que llevarse a cabo de manera integral buscando en todo momento que los

Foco 3, fase I: Descentralización y Digitalización de la Industria y la Gestión Eficiente de la Demanda

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nuevos cambios se conviertan en los facilitadores de la transformación como se enuncia en este

documento.

III. MARCO NORMATIVO

Tradicionalmente en Colombia, los operadores de red de los sistemas de distribución se han

enfocado en conectar usuarios entrantes, aumentar la cobertura en zonas alejadas, mejorar la

confiabilidad del sistema (calidad de servicio) y reducir sus pérdidas, trayendo como consecuencia la

ejecución de inversiones de tipo convencional como la ampliación de la red, el crecimiento o creación

de nuevas subestaciones y de interconexiones con el sistema de transmisión nacional, etc. Sin embargo,

la presencia de nuevos desarrollos y visiones alrededor del papel de los agentes tradicionales está

cambiando la evolución de los sistemas eléctricos alrededor del mundo, provocando una reacción por

parte de las entidades que generan las políticas en el país recientemente, en busca de adaptar el sistema

a estas nuevas tendencias.

En respuesta a ello, la regulación, cuando sea necesaria, debe adaptarse a la integración de estas

nuevas tecnologías y usos, fomentando su implementación y haciendo viable su utilización. A

continuación, se realiza una revisión de las políticas y regulaciones existentes con respecto a la

transformación del sector de la distribución de energía eléctrica en los aspectos de: Modernización de

la red, planeamiento de la infraestructura, incorporación de recursos distribuidos y participación de la

demanda.

A.Políticas Gubernamentales

En Colombia, se vienen emitiendo señales que buscan la actualización del sistema eléctrico de

potencia. Es así como, a partir del año 2010 empiezan a aparecer iniciativas como Colombia Inteligente

en donde empresas y entidades comienzan a consolidar propuestas en busca de promover las redes

inteligentes en el país. Así mismo, las entidades encargadas de emitir las políticas han propuesto nuevas

directrices en busca de fomentar la implementación de estos nuevos desarrollos. A continuación, se

realiza una enunciación de las políticas emitidas por el gobierno central que se consideran generan

señales importantes para la transformación del sector.

1) Ley 1715 de 2014

Esta ley incluye aspectos relacionados con los sistemas de medición avanzada, la utilización de

fuentes no convencionales de energía, y trae consigo una primera definición de respuesta de la

demanda. El propósito principal de esta Ley fue promover la eficiencia energética y la gestión de la

demanda y dio también los lineamientos para que los autogeneradores puedan entregar su energía a la

red e indicó que sus aportes deben ser reconocidos efectuando una medición bidireccional de los flujos

de energía. Otro de los aportes importantes de esta ley es la designación a la CREG para establecer los

mecanismos regulatorios para incentivar la respuesta de la demanda, estableciendo inclusive recursos

económicos para fomentar esquemas que permitan incentivar este tipo de programas dentro del

sistema.

2) Decreto 348 de 2017

A través de este decreto se modifican los lineamientos de política pública en materia de gestión

eficiente de la energía y entrega de excedentes de autogeneración a pequeña escala. Se dan a conocer

los parámetros para que un usuario sea considerando autogenerador de pequeña escala, destacándose

que la UPME debe determinar cuál es el valor en potencia instalada máxima para ser considerado un

generador de este tipo. Se establece la responsabilidad a la CREG de implementar un trámite

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simplificado para la conexión y entrega de los excedentes en generación de los autogeneradores de

pequeña escala, y también la responsabilidad de que deberá definir los mecanismos de remuneración

de los excedentes de autogeneración a pequeña escala.

3) Resolución 4 0072 del 29 de enero de 2018 y Resolución 4 0483 del 30 de mayo de 2019

El ministerio de minas y energía establece los lineamientos de política energética en materia de

sistemas de medición avanzada (AMI) bajo este par de resoluciones. Se plantean seis objetivos

fundamentales que se esperan puedan ser soportados a través de la implementación de esquemas de

medición avanzadas, entre ellos: facilitar esquemas de eficiencia energética, respuesta de la demanda,

y modelos de tarificación horaria y/o canastas de tarifas, habilitar la incorporación de tecnologías de

autogeneración, almacenamiento, generación distribuida y vehículos eléctricos, mejorar la calidad del

servicio, dinamizar la competencia en el mercado minorista y generación de nuevos modelos de

negocio y servicio, gestionar reducción de pérdidas técnicas y no técnicas, y promover la eficiencia en

los costos de prestación del servicio. Se coloca como plazo máximo a la CREG el 15 de abril de 2020 para que establezca las

condiciones de implementación de AMI para la prestación del servicio público domiciliario en el SIN.

Así mismo da la responsabilidad a la CREG de determinar el actor que se encargará de la instalación,

administración, operación, mantenimiento y reposición de la infraestructura de medición avanzada.

Respecto a la meta de implementación, se establece que para el año 2030 el número de usuarios

que deben contar con AMI debe ser del 75% del total de usuarios. Igualmente, otorga la

responsabilidad a la CREG de adoptar los ajustes necesarios para lograr una remuneración eficiente en

cuanto a las inversiones y los costos de funcionamiento que se requieran.

Finalmente, en cuanto a interoperabilidad, ciberseguridad y el uso y protección de datos, se solicita

a la CREG establecer condiciones y requisitos para el acceso a la información por parte de otros agentes

siempre y cuando se respeten las consideraciones establecidas en las normas de protección de datos

que aplican en el país.

4) Plan nacional de desarrollo 2018-2022

Dentro del plan nacional de desarrollo se encuentra como uno de los pactos transversales y

habilitadores para la equidad el “Pacto por la calidad y eficiencia de servicios públicos: agua y energía

para promover la competitividad y el bienestar de todos”. Adicionalmente, se plantea la promoción de

la competencia y del desarrollo de negocios descentralizados, y para esto, se propone la promoción de

mercados de contratos y plataformas transaccionales los cuales serán consolidados por la CREG. Así

mismo, se indica la necesidad de mejorar la regulación y la vigilancia de los mercados energéticos,

recomendando que la regulación debe ser lo suficientemente flexible y abierta para permitir la

experimentación y el surgimiento de nuevos modelos de negocios.

Por otra parte, dentro del pacto “Pacto por los recursos minero-energéticos para el crecimiento

sostenible y la expansión de oportunidades” se plantea como estrategia la consolidación de la entrada

de las fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER) colocando como responsables al

Ministerio de minas y energía, la UPME y la CREG de desarrollar las acciones necesarias para integrar

estas fuentes de generación dentro de las subastas de contratación de largo plazo. Otra estrategia

planteada es la de disminuir los factores de emisión contaminante para la generación de energía

eléctrica, considerando ajustar un impuesto al carbono.

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5) Ley 1964 del 11 de julio 2019 POR MEDIO DE LA CUAL SE PROMUEVE EL USO DE

VEHICULOS ELECTRICOS EN COLOMBIA Y SE DICTAN OTRAS DISPOSICIONES

La Ley tiene por objeto generar esquemas de promoción al uso de vehículos eléctricos y de cero

emisiones con el fin de contribuir a la movilidad sostenible y a la reducción de emisiones contaminantes

y de gases de efecto invernadero mediante unos incentivos obligatorios y otros voluntarios para los

entes territoriales, así como unas metas de penetración para el total de vehículos eléctricos que sean

comprados o contratados (30% al año 2025) para uso por parte del Gobierno Nacional y los municipios

de Categoría 1 y Especial y los prestadores públicos de transporte. También establece esta Ley, unas

metas graduales para adquisiciones nuevas y reposiciones de vehículos eléctricos o cero contaminantes

para sistemas de transporte masivo y metas para instalación de estaciones de carga rápida y otras

disposiciones urbanísticas, entre otros aspectos.

B. Regulación Actual

La regulación vigente viene presentando importantes transformaciones enfocadas hacia la evolución

del sistema eléctrico tradicional. Es importante que las entidades regulatorias den respuestas claras y

efectivas a las dudas e interrogantes que se generarán con la transformación y establezcan un panorama

claro y equitativo para que los agentes y actores tengan las reglas claras para su participación.

Igualmente, se hace necesario atacar de manera directa y efectiva los obstáculos que pueden ralentizar

esta transformación. Un ambiente regulatorio propicio y estable, genera confianza entre los actores del

sistema y fomenta la competencia de este. A continuación, se presenta un panorama general de la

regulación vigente.

1) CREG 070 de 1998

En esta resolución, la CREG establece el reglamento de distribución de energía eléctrica. El

principal objetivo de esta resolución es la regulación de las actividades de transmisión regional (STR) y

distribución local (SDL), con base en los principios de eficiencia, calidad, y neutralidad. De este modo,

la resolución define los criterios técnicos de calidad, confiabilidad, y seguridad del servicio de energía

eléctrica, y específicamente establece los lineamientos para conexión de cargas, para la planeación,

operación y expansión de los STR y SDL.

2) CREG 038 de 2014

Surgió como modificación del Código de Medida contenido en el Anexo general del Código de

Redes (CREG 025 de 1995) y que tiene como objetivo asegurar la precisión de la medición de la energía

en las fronteras comerciales que hacen parte del SIC. El nuevo código de medida define las

características técnicas que deben cumplir los sistemas de medición para el registro de los flujos de

energía, definiendo los requerimientos que deben cumplir los componentes del sistema en relación

con la exactitud, certificación de conformidad de producto, instalación, pruebas, calibración,

operación, mantenimiento y protección de este. Se determinan las responsabilidades de los agentes y

usuarios en el proceso de medición de energía eléctrica.

3) CREG 071 de 2006 y 063 de 2010

En la Resolución CREG 071 de 2006, se adopta la metodología para la remuneración del Cargo

por Confiabilidad en el Mercado Mayorista de Energía y se establecen los Anillos de Seguridad como

un conjunto de mecanismos orientados a facilitar el cumplimiento de las Obligaciones de Energía

Firme. Estos mecanismos son: el Mercado Secundario de Energía Firme, las Subastas de

Reconfiguración, la Demanda Desconectable Voluntariamente y la Generación de Última Instancia.

Foco 3, fase I: Descentralización y Digitalización de la Industria y la Gestión Eficiente de la Demanda

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El esquema de respaldo de demanda desconectable del cargo fue diseñado en la Resolución

CREG 063 de 2010, en el cual se estableció la DDV como un contrato entre un comercializador en

representación de un usuario o un grupo de usuarios ya sean regulados o no regulados, que tengan el

interés de pactar una reducción de demanda con un generador que necesite respaldar sus obligaciones

de energía en firme, algunos aspectos de esta resolución fueron ajustados en la Resolución CREG 203

de 2013.

4) CREG 011 de 2015

Mediante esta resolución se adoptan las normas para regular el programa de respuesta de la

demanda, RD, para el mercado diario en condiciones críticas del sistema, la cual hace referencia a los

usuarios que tienen la capacidad de efectuar desconexión de su carga de manera voluntaria en caso de

que sea requerido por el sistema, demanda que se considerará para la liquidación de las transacciones

en el Mercado Mayorista. La compensación que reciben los usuarios que se acojan al programa de RD

será la diferencia del precio de bolsa y el precio de escasez por la energía reducida.

5) CREG 015 de 2018

A través de esta resolución el ente regulador presentó la nueva metodología para la remuneración

de la actividad de distribución en el SIN, que contiene varios cambios estructurales del esquema

regulatorio, donde se pasa de una remuneración a VNR de los activos a un esquema Building Block.

La resolución incluye varios anexos en los que se detallan el cálculo de cargos, el cálculo de los ingresos

de los OR, el ingreso anual por gastos de AOM, los niveles de calidad del servicio que se establecen

como meta, el esquema y condiciones para la presentación de los planes de inversión, las pérdidas de

energía que serán reconocidas, el cálculo de cargos horarios y cargos por respaldo de la red, entre otros

aspectos. En esta nueva resolución, ya no se tiene una regulación basada en Price-cap para niveles de

tensión 2, 3 y 4 sino que se aplica Revenue Cap en todos los niveles de tensión.

El costo total evaluado por el OR para el plan de inversiones presentado 2019-2023 debió

establecerse con base en los costos de reposición de referencia definidos por la misma CREG en la

resolución, para un conjunto de unidades constructivas. Además, el plan de inversión presentado a la

CREG por cada OR debía contener la información relativa al diagnóstico de los sistemas que opera el

OR, tanto para STR como SDL, así como la información de los proyectos de cada tipo (I, II, III, y IV)

de inversión.

6) CREG 030 de 2018

En esta resolución la CREG regula las actividades de autogeneración a pequeña y gran escala (hasta

5 MW) y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional.

En primera medida, se establecen las condiciones para la integración de los actores de generación

distribuida (GD) y los autogeneradores a pequeña escala (AGPE) colocando como límite máximo el

15% de la capacidad del circuito, transformador o subestación en donde se efectué la solicitud del

punto de conexión. Así mismo, coloca la restricción respecto a la cantidad que puede ser entregada a

la red, tanto a los sistemas fotovoltaicos sin almacenamiento como a las otras formas de generación.

Obliga a los operadores de red a mantener la información actualizada de la disponibilidad para la

adición de GD y AGPE en la red.

Inicialmente, faculta a los operadores de red para diseñar los formatos y el contenido de los

estudios de conexión que deben ser presentados por los GD y los AGPE. Sin embargo, solicita al CNO

efectuar la estandarización tanto de los formatos como de los estudios de conexión, así como los

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sistemas de protección que se tendrán en cuenta para la conexión de los nuevos sistemas de generación,

tema que no está definido aún por parte del CNO.

Respecto a la comercialización de la energía producida por los GD pueden utilizar dos métodos:

El primero de ellos el indicado en la resolución CREG 086 de 1996 o venderla directamente al

comercializador integrado con el operador de red. En este último caso, el comercializador está obligado

a comprarle la energía al generador distribuido.

7) DOCUMENTO 077 de 2018

Como respuesta a lo dispuesto en la resolución 4 0072 del 29 de enero de 2018 la CREG lanza

este documento donde recopila los conceptos fundamentales para la implementación de sistemas AMI.

En este sentido efectúa una revisión de experiencia nacional en el tema a través de los diferentes

operadores de red. Identifica que uno de los principales problemas de implementación de esta

tecnología es la falta de una regulación clara que permita a los diferentes actores efectuar las inversiones

que se requieren. Así mismo observa que como consecuencia de la falta de una regulación clara, se

pueden generar escenarios de ineficiencia como resultado de la ausencia de interoperabilidad de los

sistemas que se instalen antes de que sea emitida una regulación.

La CREG identifica la necesidad de modificar el marco regulatorio en tres ejes fundamentales:

• Adaptar y/o ajustar la regulación vigente respecto a los temas de medición para acoplarlos al

concepto de medición avanzada.

• Proteger los derechos de los usuarios.

• Promover la competencia en la actividad de comercialización de energía eléctrica.

8) La NTC 6079 “REQUISITOS PARA SISTEMAS DE INFRAESTRUCTURA DE

MEDICIÓN AVANZADA (AMI) EN REDES DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA

ELÉCTRICA”

Se establecen los requerimientos mínimos que deben cumplir los sistemas AMI para su operación y

gestión. Se realiza en esta norma una definición de requisitos para cada uno de los módulos que

componen el sistema. Para el equipo de medida se señalen cuáles son los requisitos eléctricos,

mecánicos y metrológicos dirigiendo al lector a las normas NTC que deben cumplirse por parte del

equipo. Con respecto a la operación y el mantenimiento local, la norma señala que dentro del equipo

se debe permitir la gestión de las alarmas y los eventos de manera local, asegura la necesidad de

seguridad con la que debe contar el equipo en busca de que únicamente personal autorizado pueda

realizar maniobras sobre el mismo. Sin duda existe una importante cantidad de reglamentación y

normatividad que delinean el contexto de la planeación, la operación y el mantenimiento de las redes

de distribución, así como aspectos de mercado asociados, entre otros.

IV. CATEGORIZACIÓN Y DESEMPEÑO DE LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN

Para el desarrollo de este ejercicio de categorización se consideró información fuente suministrada

por ASOCODIS2

e información consultada en el SUI y en XM, combinadas con los resultados de

encuestas aplicadas a las empresas de distribución referente a los cuatro ejes temáticos del objetivo de

la fase 1 del foco 3. El alcance de estas encuestas permitió identificar las practicas actualmente

empleadas por las distribuidoras para planear, ejecutar, documentar, reportar y dar seguimiento a las

2 Esta información suministrada por ASOCODIS estuvo dada con corte a diciembre de 2018

Foco 3, fase I: Descentralización y Digitalización de la Industria y la Gestión Eficiente de la Demanda

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inversiones en modernización de la red, técnicas de planeamiento, experiencias en incorporación de

DER o respuesta de la demanda, entre otros aspectos, y los hallazgos se presentan posteriormente en

otros apartes de este documento. Con el fin de identificar patrones en las empresas se combinaron

quince variables (ver tabla siguiente) y se ejecutó una segmentación óptima de agrupamiento.

Tabla IV-1: Variables estadísticamente representativas para el análisis de conglomerados

Variables topológicas de

la red

Variables de desempeño

del servicio

Variables económicas y

de inversión Kpi’s técnicos y

económicos

Usuarios: número total

de usuarios del OR

Pérdidas: índice de

pérdidas totales del OR.

Inversión: valor total en

millones de pesos de la

BRAEN

Demanda/Usuario:

energía distribuida por

usuario

Demanda: energía anual

distribuida por el OR

SAIDI: total anual de la

red de cada OR.

AO&M: gasto total de

AO&M reportado como

porcentaje.

Usuario/km: densidad

de usuarios por cada km

de red del OR.

km de red: red existente

en cada nivel de tensión,

N1, N2, N3 y N4.

SAIFI: total anual de la

red de cada OR.

Utilidad: millones de

pesos de la utilidad neta

reportado por el cada

OR.

Utilidad Neta/Usuario:

corresponde al valor de

utilidad neta OR por

cada usuario

Transformadores:

número de

trasformadores de

distribución.

EBITDA: valor

porcentual del margen

EBITDA de cada OR

Presencia del Estado en

la composición

accionaria.

La identificación del número óptimo de Clusters se llevó a cabo mediante el algoritmo Silhouette,

por medio del cual se analizó la calidad de los agrupamientos conformados, determinando las distancias

de similitud de los elementos con su grupo y las distancias de disimilitud entre los elementos de un

grupo con un Clúster diferente (Silhouettes: a graphical aid to the interpretation and validation of cluster

analysis, 1987), siendo así posible determinar que para el análisis presentado, el número óptimo de

Clusters es 3.

De esta manera, la categorización de las empresas de distribución obtenida como producto del

análisis estadístico de clusters, permitió establecer tres categorías de clasificación de empresas: grandes

maduras, grandes con potencial y un tercer grupo amplio de las medianas y pequeñas, cuya

categorización y límites de clasificación de las variables consideradas, se presentan a continuación:

Foco 3, fase I: Descentralización y Digitalización de la Industria y la Gestión Eficiente de la Demanda

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Figura IV-1: Gráficas de asignación de clusters3

Fuente: Equipo consultor

1) Grupo 1: Empresas maduras: CODENSA, EPM

2) Grupo 2: Empresas con potencial: ELECTRICARIBE4

3) Grupo 3: Empresas en evolución: Resto de las empresas distribuidoras. Vale la pena destacar

que EPSA, EBSA y ESSA están muy cerca del conjunto de las empresas maduras (grupo 1).

El análisis llevado a cabo contempla 28 ORs, aunque seis de ellos no contaron con información

significativa (EE del Putumayo, EEBP, EMEESA, EMEVASI, ENEGUAVIARE y RUITOQUE). No

obstante, estas seis empresas pueden ser agrupadas en el tercer clúster debido a similitudes en la

información topológica básica de la red, junto con las empresas que ya se han identificado como parte

del clúster 3.

Vale la pena resaltar que la segmentación incluyó variables de inversiones futuras de las empresas,

y para el pasado, la CREG en documento 099 de 2014, respecto a las inversiones realizadas por las

empresas en el período 2008-2012 concluyó que la inversión anual promedio en el país fue de

COP493.000 millones de diciembre de 2007, que representaron el 2,8% de la base de activos

reconocida a los OR´s y que de estas inversiones el 34% (1% de la BRA aprobada) estuvo destinado a

reposiciones de infraestructura.

Finalmente, sobre las inversiones presentadas en pesos de diciembre de 2017 por los OR´s para

aprobación de la CREG para ser ejecutadas en el período 2019-2023, de acuerdo con la información

de los avisos de solicitudes de cargos publicada por la CREG, se tienen las siguientes conclusiones:

• Las empresas evaluadas para la muestra realizarán inversiones del orden de COP11,27 5

billones en pesos.

• Las inversiones que realizará los grupos 1 y 2 (3 empresas) representan el 61,2% de las

inversiones, el clúster de las empresas medianas (11 empresas) invertirían el 33,9% y el clúster

3 Los colores representan los 3 clusters mientras que cada punto negro muestra el centroide de cada agrupación. 4 La empresa del grupo dos, vale la pena resaltar que se encuentra en una condición especial, con grandes retos de futuro, pero en el corto

plazo enfocada en la supervivencia en términos de suministro de la demanda, por lo que por sí misma, esta empresa genera una condición

única a irrepetible que ha sido ampliamente diagnosticada, motivo por el cual no se presentan en este documento detalles adicionales a los

ya conocidos públicamente. 5 Estas inversiones no consideran los montos que algunos OR´s presentaron para aprobación correspondientes a los planes de

recuperación de pérdidas que adelantarán y tampoco considera inversiones que se prevea realizarán para ampliación de cobertura en algunos

mercados.

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de las empresas pequeñas (14 empresas) invertirían el 4,9% del total de las inversiones que

realizarían los OR´s en este período.

• El 34,9% de las inversiones que realizarán estas empresas están dirigidas a proyectos tipo III,

el 33,8% a proyectos tipo IV, el 27,5% a proyectos tipo II y solo 3,8% a proyectos tipo I. En

el clúster de las empresas grandes y medianas efectivamente las inversiones en proyectos tipo

III representan los más altos niveles de inversión. En el caso del clúster de las empresas

pequeñas, por el contrario, las inversiones tipo IV representan el mayor porcentaje por tipo

inversiones del período para estas empresas.

• El 47% de los niveles de inversión de las empresas estará dirigido a nivel de tensión 2, el 18,4%

a nivel de tensión 3, el 17,7% a nivel de tensión 4, y el 17% al nivel de tensión 1. Es decir, las

inversiones de las empresas estarán concentradas en el nivel de tensión 2, lo cual se esperaría

que cerrara la brecha de la modernización de la red.

V. MODERNIZACIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

A.Estado del arte

Para entender de mejor manera el porqué de la necesidad de modernizar la actual red de

distribución, es necesario entender la posición competitiva del país con referencia a otras latitudes. Para

ello, en los últimos años la SSPD ha publicado la siguiente información respecto a SAIDI por empresa

y el promedio nacional:

Figura V-1 Desempeño en SAIDI y SAIFI de los OR en Colombia

Fuente: SSPD

El promedio nacional de SAIDI para el 2016 estuvo en 38 horas y para el 2017 fue de 39,5 horas.

El SAIFI promedio nacional alcanzó para el 2016 las 49 interrupciones y para el 2017 el dato fue 51,3

veces. Se presentan los datos del 2016 en este referenciamiento, pues las metas que estableció la CREG

en cuanto a calidad del servicio se definen tomando como base el año 2016.

Mientras tanto, en otras zonas del planeta, los indicadores de calidad son los que se muestran en

las siguientes figuras, los cuales evidencian una considerable brecha en normalización y modernización

de las redes en Colombia frente a estándares internacionales:

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Figura V-2 Desempeño en SAIFI y SAIDI en USA para 2016 y 2017

Fuente: EIA

Figura V-3 Desempeño en SAIDI en EUROPA (en minutos)

Fuente: CEER 2018

Esta situación genera automáticamente una reflexión acerca de cómo incentivar la mejora de la

calidad ante la heterogeneidad en los indicadores. Así, dado que hay tres grupos bien diferenciados de

empresas, se identificó la importancia de segmentar la señal de mejora del desempeño de calidad,

similar a como se hace hoy en perdidas, motivando a las empresas más alejadas de las metas a unas

mejoras mayores en los primeros años (incluyendo una señal de transición asociada), y a medida que

van logrando el resultado, las metas interanuales se irían acercando a la planteada por el regulador, del

8% anual. De esta forma, las metas diferenciales pueden viabilizar que se reduzca el tiempo de tránsito

de todos los ORs hacia un esquema de eficiencia reflejado en las metas de largo plazo del regulador6

.

Para que este mecanismo que es diferencial según la brecha con respecto a las metas de calidad de

largo plazo se pueda viabilizar, se recomienda un período de transición antes de su implantación, por

la dificultad que existe del cambio a un esquema más exigente en presencia de un periodo regulatorio

expedido hace apenas 2 años7

. Otra opción para acelerar la modernización, podría estar determinada

por la redefinición del incentivo de calidad, de manera diferencial (por segmentos), contra resultados

concretos en los indicadores de calidad.

6 Vale la pena tener en cuenta que no tomar medidas en este sentido conduce a que las metas de largo plazo en indicadores de calidad,

con las sendas establecidas por el regulador, podrían tomar más de 20 años en alcanzarse para las empresas con mayor brecha. 7 Llama la atención que a pesar de haberse expedido la nueva metodología de remuneración hace 2 años, varios de los ORs permanecen

a la fecha sin aprobación regulatoria de sus ingresos para el periodo tarifario vigente.

Foco 3, fase I: Descentralización y Digitalización de la Industria y la Gestión Eficiente de la Demanda

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2

Propuesta: Modificación regulatoria de las metas de calidad de servicio y de la senda de cumplimiento

de los primeros 5 años (8% acumulado actualmente), por unas metas segmentada por mercados, con

gradualidad. Lo anterior para asegurar las metas de LP de 9 veces y 2h por año. Con las metas graduales

y segmentadas, se aprovechan las ventajas de las mejoras rápidas en los primeros años para las

empresas más alejadas y se reducen los tiempos de cumplimiento de las metas de LP en por ejemplo

8-15 años (ver Figura V-4). Las metas graduales de tres segmentos se proponen para las empresas del

grupo 2. Las de dos segmentos para algunas del grupo 3 y las de un solo segmento (mejora del 8%

anual) para las restantes del grupo 3 y las del grupo 1. Estas metas graduales ser recomienda vayan de

la mano con el nivel de ingreso aprobado en el sentido que a medida que se va mejorando la calidad,

va creciendo el incremental de inversión por unidad de mejora del indicador SAIDI/SAIFI.

Figura V-4: Trayectorias anuales de calidad de Dx ejemplo: vigente (izq), propuesto (der)

Ahora bien, tradicionalmente los sistemas de distribución se diseñan para abastecer la demanda

de energía de los usuarios bajo ciertos criterios de confiabilidad y calidad. Así mismo la operación se

limitaba a mantener el servicio operativo y en caso de algún evento, restablecer el suministro lo más

pronto posible a los usuarios afectados. Sin embargo, los avances en la tecnología han obligado a que

los sistemas de distribución se enfrenten a nuevos escenarios totalmente desconocidos. Por ejemplo,

se prevé que en un futuro la masificación del almacenamiento de energía sea un factor importante

dentro de la operación de los sistemas. Así mismo, aparecen nuevos actores como el vehículo eléctrico

o los generadores distribuidos que cambiarán totalmente la forma como se gestionan los sistemas de

distribución y que harán que los flujos de energía dentro del sistema sean bidireccionales. Esto se puede

evidenciar de forma clara en la siguiente figura.

Foco 3, fase I: Descentralización y Digitalización de la Industria y la Gestión Eficiente de la Demanda

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Figura V-5 Transformación de los sistemas de distribución.

En este sentido, se ha identificado que en el mundo se han clasificado las intervenciones enfocadas

a la modernización de los sistemas de distribución en tres grandes bloques: monitoreo, predicción y

control.

Bajo este panorama, dentro de las aplicaciones más relevantes y herramientas que se encuentran

disponibles para la modernización de los sistemas de distribución, se encuentran: DER (Distributed

Energy Resource), AMI (Advanced Metering Infrastructure), monitoreo de la calidad de potencia,

estimación de estado del sistema, localización automática de fallas, control VOLT/VAR, respuesta de

la demanda por condiciones de operación, sistemas de protección avanzados, operación remota,

ADMS (Advanced Distribution Management System), microrredes, Virtual Power Plants (VPP) y

agregadores de demanda.

En la Figura V-6 se presenta el esquema general de funcionamiento de las diferentes aplicaciones

y herramientas que contribuyen a la modernización de los sistemas de distribución. Es importante

mencionar que, a partir de la implementación de tecnologías habilitadoras como AMI y ADMS, se

abre la puerta a la posterior implementación de aplicaciones sobre el sistema.

Figura V-6 Esquema de aplicaciones para la modernización del sistema de distribución.

Foco 3, fase I: Descentralización y Digitalización de la Industria y la Gestión Eficiente de la Demanda

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B.Prácticas empleadas e información de agentes

En general, la modernización de las redes de distribución en el país ha sido impulsada por los

requerimientos del regulador que han estado concentrados en las mejoras de calidad del servicio,

estableciendo obligaciones de automatización y control (Resolución CREG 097, Resolución CREG

015 de 2018, entre otras). Sin embargo, hay que anotar los siguientes aspectos:

• Las empresas maduras, y algunas de sus filiales presentan una constante modernización

de equipos de protección, hardware y software de centros de control y todos ellos sin

excepción han instalado un sinnúmero de reconectadores tele-controlados y con

tecnología de punta en diversos puntos de la red.

• Las empresas medianas y pequeñas del grupo 3 tienen en su mayoría centros de control

instalados hace aproximadamente 8 años, tienen automatizadas solo las subestaciones de

nivel 4 y una parte de las de nivel 3. En general, tienen los reconectadores que exige la

regulación. Vale la pena destacar que las pequeñas empresas del grupo 3 en su mayoría

están rezagadas incluso en el cumplimiento de la regulación en aspectos de

modernización. Sin embargo, los avances entre ellas son muy diferentes. Algunas ya están

implementando centros de control, mientras otras (eso si es la minoría) no tienen.

C.Metodología propuesta por segmento

Para acelerar el proceso de modernización de los sistemas de distribución, es necesario comenzar

a tomar las medidas regulatorias (técnicas y de remuneración) que permitan la puesta en

funcionamiento de las aplicaciones, considerando que solo muy pocas empresas realizan inversiones

en modernización por encima de las exigencias regulatorias, algunas en su mayoría son completamente

seguidoras de lo establecido por el Regulador y otras incluso no realizan las inversiones así estén

estipuladas regulatoriamente, tema que deberá revisarse por los Entes a cargo, pues no es claro para

esta consultoría que aquellas empresas estén en condiciones de realizar modernizaciones en sus redes.

Las medidas deben estar enfocadas hacia el rompimiento de las barreras que impiden o dificultan su

implementación generando un escenario claro para todos los actores y agentes. A continuación, se

presenta una metodología propuesta por segmento para impulsar la modernización de los sistemas de

distribución.

1) Grupo 1

• Corto plazo.

En este escenario se presenta una baja penetración de sistemas GD y AGPE, así como un

despliegue mínimo de AMI y la conexión de algunos vehículos eléctricos. No se cuenta aún con

sistemas de almacenamiento instalados en la red. En esta etapa se deben comenzar a sentar las bases

de lo que será la modernización de los sistemas de distribución maduros, en donde se recomienda

definir por parte de la compañía cuáles serán las políticas que regirán la modernización del sistema. La

empresa debe: proponer los objetivos que desea cumplir con la modernización del sistema, los cuales

deben estar alineados con las políticas y misión de la compañía, realizar un análisis financiero y con

ello limitar el plan a aquellas inversiones que arrojen una relación beneficio/costo mayor de uno (tanto

financiera como económica demostrada y bajo criterios de evaluación predefinidos y comparables entre

empresas, sin que implique usar las mismas metodologías de cálculo), definir los indicadores que

permitan visibilizar los avances de la modernización del sistema de distribución, definir cuáles deben

ser las aplicaciones que permitirán dar cumplimiento a los objetivos propuestos, definir la forma como

estas aplicaciones serán integradas al sistema y se hace necesario que las empresas establezcan la

Foco 3, fase I: Descentralización y Digitalización de la Industria y la Gestión Eficiente de la Demanda

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implementación de AMI y ADMS con énfasis en proyectos piloto implementados, los cuáles son clave

para determinar la respuesta de los usuarios y el tamaño de los potenciales beneficios.

• Mediano plazo

En este escenario se espera un aumento en la penetración de GD y AGPE, así como un avance

en la implementación de AMI y vehículos eléctricos en el sistema. Aparecen los primeros proyectos

piloto de sistemas de almacenamiento de energía en la red. Las acciones propuestas para las empresas

incluyen: consolidación de la implementación de AMI y ADMS dentro del sistema, diseño e

implementación de proyectos piloto de acuerdo con la priorización de las aplicaciones ya realizada,

realizar un análisis financiero y con ello limitar el plan a aquellas inversiones que arrojen una relación

beneficio/costo mayor de uno, realizar seguimiento de los resultados de las implementaciones y

efectuar los ajustes y correcciones que se consideren pertinentes.

• Largo plazo

Se presenta una alta penetración tanto de GD y AGPE como de sistemas AMI, comienzan a

implementarse las primeras aplicaciones de almacenamiento dentro del sistema. Se propone que las

empresas comiencen con el despliegue de las aplicaciones dentro de toda la red de distribución,

verifiquen el impacto de la implementación de las aplicaciones en el sistema con respecto a los objetivos

planteados, revisión de políticas y en caso de que requieran modificación, se requiere un nuevo

planteamiento de los objetivos y que realicen un análisis financiero y con ello limitar el plan a aquellas

inversiones que arrojen una relación beneficio/costo mayor de uno.

2) Grupo 2

Dado la situación de pérdidas de energía y calidad de servicio, aún sin resolver, se recomienda que

en el corto plazo se enfoquen las inversiones en:

• Despliegue de AMI como habilitador fundamental de un control efectivo de pérdidas y

calidad de servicio, que empodere al OR incumbente para gestionar y atender la demanda

de manera eficiente.

• Fortalecimiento para la ejecución del plan de inversiones que se requiere para nivelar el

estado de calidad y pérdidas (foco en niveles de tensión II y III), y el cumplimiento de los

estándares regulatorios, y recuperar el desarrollo del STR propio.

3) Grupo 3

En el caso de las distribuidoras del grupo 3 el proceso de modernización debe empezar por una

formulación de objetivos y políticas generales que se podría segmentar en las empresas medianas y las

empresas pequeñas.

• Medianas-Corto plazo

Inicialmente se deben definir las políticas, por parte de la compañía, que regirán la modernización

del sistema, además de proponer los objetivos que desea cumplir en este proceso y realizar un análisis

financiero y con ello limitar el plan a aquellas inversiones que arrojen una relación beneficio/costo

mayor de uno. Para la elaboración de un plan de implementación, la compañía deberá tener presente

los cambios de equipos y controles y empezar una campaña de instalación de medidores inteligentes,

modernizar el centro de control, tanto en hardware como en software.

• Medianas-Mediano plazo

Definir los indicadores que permitan visibilizar los avances de la modernización del sistema de

distribución, realizar un análisis financiero y con ello limitar el plan a aquellas inversiones que arrojen

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una relación beneficio/costo mayor de uno, definir cuáles deben ser las aplicaciones que permitirán

dar cumplimiento a los objetivos propuestos y formular un plan de modernización de protecciones con

el fin de coordinar el sistema para el uso de recursos distribuidos en forma óptima.

• Medianas-Largo plazo

Consolidación de la implementación de AMI y ADMS dentro del sistema, diseño de pilotos de

las aplicaciones priorizadas, realizar un análisis financiero y con ello limitar el plan a aquellas

inversiones que arrojen una relación beneficio/costo mayor de uno, implementación y puesta en

servicio de los proyectos piloto, los resultados de estos deben ser monitoreados y, si es pertinente,

realizar ajustes y correcciones.

• Pequeñas-Corto y mediano plazo

Implementación de un centro de control que vaya más allá de lo exigido por la CREG de manera

simultánea con la adquisición de relés de última tecnología y automatización de subestaciones de

115/13.2 kV 115/34.5 kV y 34,5/13.2 kV, formular un plan de implementación de tecnologías

habilitantes como AMI y de adquisición de reconectadores, realizar un análisis financiero y con ello

limitar el plan a aquellas inversiones que arrojen una relación beneficio/costo mayor de uno.

• Pequeñas-Largo plazo

Dado que el plan de corto plazo será demorado, la red de estas empresas estará lista para trabajar

mancomunadamente con recursos distribuidos en el largo plazo. En consecuencia, mediano y corto

plazo para este tipo de empresas será básicamente lo mismo. No se considera realizar proyectos piloto,

ya que se podrá aplicar las experiencias adquiridas por las empresas de tamaño mediano, consolidación

de la implementación de AMI y ADMS dentro del sistema, realizar un análisis financiero y con ello

limitar el plan a aquellas inversiones que arrojen una relación beneficio/costo mayor de uno.

D.Requisitos y mecanismos de despliegue de AMI

Un sistema AMI está compuesto por los dispositivos de medición que se encargan de realizar el

monitoreo de las variables y parámetros eléctricos. Estos datos son transportados a través de un canal

de comunicación, el cual debe ser lo más confiable posible para la recolección y transmisión de los

datos de manera bidireccional. Así mismo, dentro de esta infraestructura aparecen una serie de

concentradores que se despliegan a lo largo del sistema para facilitar el esquema de recolección de los

datos de acuerdo con el tipo de equipos que se encuentren operando. Finalmente, los datos deben ser

almacenados y procesados de manera segura dentro de un centro de gestión de medida el cual debe

tener la capacidad de permitir a los diferentes actores, interactuar con la información de acuerdo con

sus necesidades.

• Medidor inteligente

Es el elemento fundamental de AMI, una restricción en sus funcionalidades provocará que no sea

posible explotar todas las aplicaciones de una red inteligente. Así mismo, seleccionar un número

elevado de funcionalidades en un equipo de medición, puede provocar hacer la implementación del

sistema inviable financieramente.

En Colombia ya se han efectuado avances para establecer cuáles deben ser las funcionalidades

mínimas con las que debe contar el medidor, por parte de la UPME y la Universidad Nacional de

Colombia - UNAL, en donde se definieron las siguientes funcionalidades: lectura remota del medidor,

medición de energía importada y exportada, comunicaciones bidireccionales, acceso a la información

de manera local, prevención y detección de fraudes, sincronización de tiempo, conexión y desconexión

del suministro, limitación de potencia de forma remota, compatibilidad con el modo prepago. Estos

nuevos movimientos de información requerirán canales de comunicaciones suficientes y robustos para

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habilitar la observabilidad de las nuevas funciones de la red habilitadora y algunas opciones de

controlabilidad en cuanto a consumos, respuesta de la demanda, tarifas horarias, flujos bidireccionales

con la incorporación de DER, entre otros.

Propuesta: Bajo la ley de modernización del sector TIC (Ley 1978 de 2019) asignar un espectro para

la operación de AMI y ADMS bajo un principio de cobertura que incluya las zonas de difícil acceso.

Se recomienda que la operación de esta banda sea efectuada por un agente especializado en

telecomunicaciones aprovechando su conocimiento en el despliegue y operación de esta

infraestructura, lo que puede acelerar su implementación.

Respecto a la implementación de AMI, esta misión considera que es necesario que se revisen los

objetivos definidos en la resolución 4 0072 de 2018 en busca de obtener un desglose de estos para

establecer una priorización en el tiempo en la consecución de estos objetivos. Esto debido a que de

acuerdo con el desarrollo de los objetivos en el tiempo la relación Beneficio-Costo puede verse

modificada. Así mismo, se considera fundamental la aplicación de un plan de difusión y alfabetización

asertivo que presente los beneficios para los usuarios finales y los costos que este deberá asumir para

su implementación. Es básico que el cliente final tenga plena conciencia del salto que se dará y de cómo

puede aprovechar las ventajas del AMI en su canasta de costos, so pena de un despliegue costoso y sin

potencial de uso real del lado de la demanda, lo cual sería muy inconveniente.

Propuesta: La implementación de AMI debe hacerse colocando al cliente en el centro del despliegue,

informándolo de los beneficios que obtendrá (claros y medibles por el cliente), a cuáles aplicaciones

podrá acceder y los costos nuevos que tendrá que asumir. Antes del despliegue se recomienda al

Ministerio que se actualicen los modelos de B/C con los que cuenta para que sea posible determinar

cuáles y de que monto son los beneficios para los clientes y para los agentes que sean responsables del

despliegue, y de esta manera se puedan asignar los costos a los clientes y los agentes.8

Otro aspecto fundamental para la adopción de AMI de acuerdo con estudios que se han venido

adelantando en el país, es la definición de un estándar de interoperabilidad que aplique para todas los

OR, en busca de aprovechar los esquemas de economía de escala para la adquisición de los equipos.

Respecto a la meta de implementación establecida por el ministerio de minas y energía bajo la

resolución 4 0483 del 30 de mayo de 2019 del 75% de la totalidad de los clientes para el año 2030, esta

misión pone a consideración el cambio de este límite, estableciéndolo como un porcentaje de la

totalidad de la demanda, además de otros aspectos de mejora.

8 El alcance asignado de esta misión no incluyó la actualización o desarrollo de una evaluación B/C del AMI.

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Propuesta. Despliegue de AMI.

• Etapa 0: A partir de los avances sectoriales en propuestas de plataforma de comunicaciones,

tecnologías, interoperabilidad, ente otros, el primer año se recomienda se dedique a la definición de

estos elementos a través del Comité Permanente de Expertos del que se trata más adelante.

Paralelamente, se sugiere que el Ministerio de Minas y Energía establezca qué fracción de los

beneficios para el usuario sí se materializan en el corto y largo plazo, dentro de los modelos

evaluación B/C y así se puedan asignar los costos de forma transparente en función de los beneficios.

• Etapa 1: Se recomienda al regulador que establezca pilotos de tarifa horaria o por franjas al sector

residencial (similar a Time of Use - TOU) en las zonas donde hay despliegue de medidores horarios

(iniciativas propias de varios ORs) y al finalizar el primer año de estos pilotos reglamentar el

mecanismo de tarifas horarias que incentiven al mercado residencial a aprovechar y capturar

beneficios del AMI. Sin estas señales al usuario final, en especial residencial, no se encuentra

evidencia de beneficios concretos y materializables para la demanda. Es fundamental que el esquema

de tarifas horarias se replique en la formación del precio de toda la cadena y en especial del precio

de generación.

• Etapa 2: Priorización en los mercados residenciales con pérdidas e indicadores de calidad por encima

del promedio nacional (año 1 al año 3 ) - Quick wins. El objetivo será desplegar AMI en las cabeceras

municipales de dichos mercados, priorizando los mercados subnormales y las zonas especiales con

un cubrimiento del 100% de estos usuarios, seguidamente hasta completar el 75% de la energía

distribuida en el mercado analizado a criterio del OR buscando el cumplimiento demostrable de

metas de calidad y pérdidas.

• Etapa 3: Simultáneamente, desplegar AMI en todo el restante mercado del país hasta acumular el

75% de la energía vendida (año 1 al año 5) en el sector residencial, en cascos urbanos, empezando

por capitales departamentales y permeando por tamaño de las cabeceras municipales. Los sectores

comerciales e industriales también entrarán en esta etapa hasta completar con infraestructura AMI

el 75% de la energía vendida por sector.

• Etapa 4: Para el mercado residencial rural (con un plazo del año 1 al año 8), se propone que al menos

un 50% de la energía vendida cuente con infraestructura AMI, ya que primero se tienen que dar las

condiciones de modernización de la red y la habilitación de los sistemas de comunicación asociados

con AMI, que son de elevado precio.

• Etapa 5 (opcional): Para el segmento final de energía no cubierta 25% en urbano y 50% en rural, se

recomienda que pueda existir la opción del despliegue AMI a 10 años, siempre y cuando los costos

del medidor AMI para este bloque de usuarios no se incorpore en la base de activos de uso ni se le

cobre como activo de conexión al usuario final, tema que deberá ser verificado por la SSPD.

Frente a la implementación, operación y mantenimiento de la infraestructura AMI, será necesario

definir el actor que se hará cargo de la implementación y la operación del sistema. Aunque se pueden

plantear escenarios en donde un nuevo actor se haga cargo de estas actividades, esta misión considera

mucho más ventajoso que los Operadores de Red, quienes ya conocen la infraestructura eléctrica

instalada, han resuelto inconvenientes ocasionados por el difícil acceso a algunos usuarios, conocen la

forma como funciona el sector, tiene una vasta experiencia dentro de la operación de sistemas

complejos y dispersos de gran tamaño, entre otras ventajas, sean los encargados de ejecutar las

inversiones y se hagan cargo del AOM del AMI.

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Propuesta: La implementación, operación y mantenimiento de la infraestructura AMI debe estar bajo

la responsabilidad de los Operadores de Red, teniendo en cuenta su experiencia sobre sus zonas de

operación y conocimiento en general del funcionamiento del sector eléctrico.

Respecto a ciberseguridad, se pudo establecer que el acuerdo 788 del CNO es un avance relevante

para el tema dado que se hace una primera aproximación para la definición de activos críticos y niveles

de ciberseguridad requeridos. Sin embargo, se necesita incluir un mayor detalle en metodologías de

evaluación de riesgo cibernético, metodologías de análisis de ciberseguridad para garantizar la

uniformidad de los agentes y lograr una verdadera protección del sistema. De igual forma, es importante

diferenciar niveles de protección para la infraestructura crítica y para otros sistemas asociados a redes

inteligentes. Se observa que en el sector es prioritario establecer una regulación en ciberseguridad y

definir requisitos mínimos de protección además de crear instrumentos administrativos que permitan

realizar su verificación, cumplimiento, y correcta integración con las soluciones de interoperabilidad

para la integración de funciones de redes inteligentes. Esto se presenta como un gran reto para el sector

que no necesariamente debe estar a cargo exclusivamente del regulador del sistema colombiano sino

que se sugiere sea establecido al igual que varios de los aspectos tratados en este acápite por parte de

un Comité Permanente de Expertos conformado por la CREG, la CRT, las empresas, el CNO, La

UPME, la SSPD, Colombia Inteligente y un grupo de expertos seleccionados por el Ministerio de

Minas y Energía para definir estos lineamientos de detalle y operativos, entre ellos el de implementar

los requerimientos de ciberseguridad sin limitar las aplicaciones que pueden ser implementadas.

Propuesta: Establecer un Comité Permanente de Expertos, interdisciplinario conformado por los

diferentes interesados para la definición y actualización de los mecanismos de interoperabilidad y

ciberseguridad en busca de tener un marco técnico y regulatorio claro y neutro, y que además se haga

cargo de:

• Desarrollar la adecuada fórmula para asignar costos y beneficios entre el comercializador, operador

y cliente final (cerca del 45% del mercado ya está en el eficiente de pérdidas)

• Considerar ahorros de los ORs en funciones presenciales actuales (suspensión, reconexión, lectura,

facturación, entre otros) para compartir ahorros con el usuario que en principio no percibe estos

beneficios.

• Basado en las experiencias en otros países, se requiere una cuidadosa socialización con los

consumidores para lograr la aceptación de esta tecnología

• Resolver problema de confidencialidad de la información

• Armonizar el desarrollo con el Código de Medida vigente

• Definir la organización de la administración de la información AMI

En cuanto al aspecto tarifario del despliegue de AMI, esta misión recomienda:

Propuesta: Remuneración de AMI:

De acuerdo con lo ya expresado en cuanto a que antes del despliegue se recomienda al Ministerio que

se actualicen los modelos de B/C con los que cuenta para que sea posible determinar cuáles y de que

monto son los beneficios para los clientes y para los agentes que sean responsables del despliegue, se

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recomienda que solo se pueda trasladar al usuario final el diferencial de costos que no puedan

identificarse como beneficios al OR (disminución de AOM, recuperación de pérdidas, mejoras en el

recaudo y mejoras en calidad del servicio, entre otras) por la implantación de AMI y de esta manera

se puedan asignar los costos de forma eficiente a los clientes en tarifa final como a continuación se

describe.

1. Se considerará la infraestructura AMI (medidores, plataforma y sistemas de comunicación) como

activos de uso con excepción de los medidores de usuarios comerciales e industriales de N2 a N4:

1.1. Esta infraestructura se manejaría con asignación similar a los centros de control (se distribuye la

inversión en partes iguales por nivel de tensión) pero incluyendo la participación de la demanda del

nivel de tensión I.

1.2. Decreto especial del MME para que los clientes de nivel de tensión superior apoyen el pago de

la infraestructura que usaría el NI, similar a como se realiza actualmente para pérdidas de NI. El

objetivo es que los costos de la infraestructura AMI no queden concentrados en el nivel de tensión I.

1.3 Amortización de activos a 10 años como los centros de control exceptuando el medidor que

sería a 20 años.

2. Medidor individual para los usuarios comerciales e industriales de N2 a N4 se propone que el

medidor sea pagado como activo de conexión, con amortización entre 5 y 10 años. Lo anterior para

evitar que los usuarios de NI con o sin AMI paguen los medidores de los grandes usuarios en los

cargos por uso de NI.

E.Automatización, supervisión y control

Un sistema eléctrico que aproveche a máximo los recursos distribuidos necesariamente debe tener

tecnología de punta en automatismos, medición y control. En la Figura V-7 se propone un esquema

unifilar simplificado que refleja la red eléctrica de distribución típica objetivo del país en el largo plazo.

La automatización y modernización debe realizarse tanto por el contenido inteligente que tenga el

hardware como el software del sistema de medición, control y protección, en todos los puntos.

El sistema de distribución objetivo debe tener una alta penetración de generación distribuida, gran

cantidad de microrredes conectadas al sistema en media y baja tensión, uso a nivel de STN, STR, SDL

de servicios de almacenamiento de energía, uso de elementos de electrónica de potencia que ayuden

en la operación optima de la red, en especial DFACTS, uso extensivo de equipos de corte tele

controlados, medición inteligente desplegada según la recomendación, medición en tiempo real de

variables externas como, por ejemplo: temperatura de conductores y transformadores de distribución,

medición en tiempo real de variables meteorológicas. Uso intensivo del internet de las cosas con los

diferentes equipos (transformadores, interruptores, reconectadores, transformadores de medida) con

el fin de actualizar en tiempo real inventarios y bases de datos de distribución, tendrá un centro de

control avanzado que cuente con: SCADA, EMS, DMS, OMS, DERMS; conectado en línea al servidor

o servidores de medición avanzada AMI, lo cual se orienta hacia un estándar de gestión de activos

basado en condición.

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Figura V-7: Diagrama unifilar simplificado sistema objetivo

1) Tipos de control con generación distribuida

1. Control y monitoreo centralizado

Este esquema de control se caracteriza por recibir toda la información del sistema de cualquier

evento y procede a dar mandos en consecuencia, por otro lado, operarlo de forma integral. Un ejemplo

extremo, sería eliminar de la Figura V-7 el centro de control local (C.C.L) y que la información fluya

desde y hasta el C.N.D.

2. Control y monitoreo descentralizado

Se caracteriza porque toda la responsabilidad la asume el centro de control local, dejando el centro

de control total del sistema como un receptor de información simplificada, controlando únicamente la

interconexión en alta y extra alta tensión (HV, EHV). Un centro de control local descentralizado asume

la responsabilidad del SDL y el manejo de los recursos distribuidos en su área.

3. Control híbrido

En este sistema coexisten el centro de control local y el centro de control total, ambos con

responsabilidades definidas, pero sin trabajar en forma jerárquica, salvo en casos de emergencia.

4. Control hibrido descentralizado

En este esquema se presenta un control distribuido de las redes de los operadores de red OR. La

idea básica consiste en tener en cada subestación de AT/MT del sistema del operador, un centro de

control con todas las atribuciones de un centro de control local o regional, de forma tal que pueda, en

cualquier momento, controlar su subsistema como si fuera un todo (isla intencional). Claro está que

los centros de control local distribuidos se comunicarían entre ellos formando una red inteligente que

tomaría decisiones únicas por ejemplo (transferencia de carga entre circuitos de distintas subestaciones

etc.). Esta red estaría supeditada, en eventos extremos, al centro de control total del sistema.

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En este control híbrido descentralizado no hay jerarquías (salvo en casos de emergencia) y su

operación conceptual puede verse en la Figura V-8.

Es recomendable que el consejo nacional de operaciones C.N.O establezca los roles de los

diferentes centros de control tanto en condiciones normales como de emergencia o a través del Comité

Permanente de Expertos.

Propuesta: Desde el punto de vista de control, se propone como meta final llegar a un esquema de

control híbrido descentralizado (ver Figura V-8) y desde el punto de vista de red, automatización total

con información completa y usando tecnología de punta al cual se debe llegar de forma evolutiva en

tres etapas (ver Figura V-9 a Figura V-12).

Figura V-8: Esquema hibrido descentralizado

2) ETAPAS PARA LLEGAR AL ESQUEMA OBJETIVO

a) Primera Etapa

Para lograr el objetivo final propuesto, se empieza con una etapa (ver Figura V-9) en la que se tiene

un porcentaje bajo de mediciones inteligentes, no hay comunicación entre el servidor AMI y el centro

de control y no existen microrredes, agregadores, ni almacenamiento de energía, al menos como

concepto de control, y se efectúan pequeñas acciones de mini despacho de la generación distribuida,

donde haya lugar.

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3

Figura V-9: Diagrama unifilar primera etapa

El funcionamiento de la etapa inicial descansa sobre un solo cerebro que lleva el nombre: Centro

de Control Local (C.C.L), el cual se espera tenga, como mínimo, los elementos como SCADA, OMS

y DMS.

A partir de la toma de la decisión de la implementación de esta fase, por parte de la autoridad

eléctrica pertinente, se estiman dos años.

b) Segunda Etapa

En esta etapa el operador tendrá un solo centro de control de distribución, conectado con el centro

de control nacional (ver Figura IV-6). La red en esta fase tendrá una alta penetración de: medidores

inteligentes, recursos distribuidos en baja tensión, generación distribuida en el SDL. El telecontrol

tendrá un papel importante, siendo implementado en todas las unidades de corte de los generadores

distribuidos de media tensión y en la interconexión entre la microrred y la red del operador. Además,

habrá uso de servicios de almacenamiento de energía.

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Figura V-10: Diagrama unifilar segunda etapa

El Centro de Control Local (C.C.L.) debe tener como mínimo las siguientes aplicaciones: SCADA,

OMS, EMS/DMS y principalmente la aplicación Distributed Energy Resources Management System

(DERMS) (Ver Figura V-11).

Figura V-11: Funciones C.C.L.

Para la implementación de la totalidad de la segunda etapa se propone un plazo de mínimo de

cuatro años a partir del inicio de la primera etapa, pero no mayor a diez años.

c) Tercera etapa

En la etapa que se representa en la Figura V-12, el operador de red tendrá varios centros de control,

distribuidos, en principio, a lo largo de sus subestaciones de subtransmisión, formando entre ellos una

red inteligente. Cada uno de los centros de control actuará como un DSO, conectados al CND. Este

último formará parte de la red y tendrá observabilidad completa sobre todos los centros de control de

la red. Adicionalmente tendrá la potestad de solicitar a cada miembro de la red inteligente la

información que considere pertinente.

En esta etapa final existirán otros centros de control, como las de las macro redes o microrredes,

que no necesariamente serán del operador de red, pero el OR será el superior jerárquico (replica de

funcionamiento del CNO-CCL). Sin embargo, podrán formar parte de la red inteligente mencionada.

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Figura V-12: Diagrama unifilar tercera etapa

Las grandes empresas deberán llegar a la red objetivo en un periodo no mayor a 12 años a partir del

inicio de la primera etapa9

.

VI. PROCESO DE CONEXIÓN DE RECURSOS ENERGÉTICOS DISTRIBUIDOS

A.Estado del arte

La conexión de recursos distribuidos se regula, básicamente, por dos resoluciones que son la

CREG 030 de 2018 y la CREG 060 de 2019. La primera regula los aspectos de conexión de pequeños

generadores y auto generadores, considerando como pequeños aquellos generadores cuya potencia

instalada sea inferior a 5 MW, dividiéndolos en dos categorías: De pequeña escala hasta 1MW y de

gran escala los auto generadores que van entre 1 a 5 MW.

La resolución CREG 060 de 2018 es esencialmente una adición al código de redes que, por lo

antiguo, no consideraba la generación no convencional.

La resolución CREG 030-2018 permite la conexión en niveles de tensión 1 a 3, pero limita para

la conexión a nivel 1 la cantidad de capacidad instalada de recurso distribuido que se puede adicionar

dependiendo de que se cumpla un porcentaje menor o igual del 15%, que se considera muy pequeño,

para la capacidad del transformador o circuito al que se vaya a conectar y que la cantidad de energía

que pueda entregar un GD o un AGPE no supere el 50% del promedio anual de las horas de mínima

demanda diaria de energía.

9 Los protocolos de comunicación mostrados en los esquemas de las figuras V-8, V-9, V-10 y V-12 son sugerencias por parte del equipo

de expertos, y se recomienda usar estos protocolos o similares.

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Adicionalmente, el proceso de aprobación de la conexión según la Res. CREG 030-18 actualmente

es bastante complejo como se muestra en los diagramas de flujo que se presentan en la Figura VI-1 y

la Figura VI-2, y necesita ser simplificado10

.

Figura VI-1 Procedimiento simplificado de conexión al STR o SDL del AGPE con potencia instalada

≤ 0,1 MW y GD

Figura VI-2 Procedimiento simplificado para la conexión al STR o SDL del AGPE con potencia

instalada mayor a 0,1 MW y menor o igual a 1 MW y para los auto generadores a gran escala con

capacidades entre 1 MW a 5 MW

10 El propósito de estas figuras, más que entender el detalle del procedimiento, pretender dar una idea conceptual de lo complejo del

proceso y los tiempos reales de llevarlo a cabo, lo cual es una clara barrera a la incorporación de AGPE y AGGE menor que 5 MW.

Foco 3, fase I: Descentralización y Digitalización de la Industria y la Gestión Eficiente de la Demanda

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B.Prácticas empleadas

La mayor parte de los operadores cumplen la resolución CREG-030 de 2018. Sin embargo, en la

categoría de menos de 100 kW de capacidad instalada, a pesar de que se usan un formato cuasi-

estándar por parte de todos los ORs, hay algunas diferencias en los requisitos exigidos. Estas diferencias

se agravan y amplifican al analizar el conjunto de requisitos para tramitar la solicitud de conexión de

proyectos de más de 100 kW de potencia, creándose una barrera a la conexión porque hay tantos

procedimientos de conexión como ORs, y de ahí se deriva que la función de vigilancia sectorial de la

SSPD debe renovarse, fortalecerse y ser efectiva. De forma complementaria, el mecanismo de garantía

monetaria establecido para la conexión de proyectos de generación de mayor tamaño establecido en la

Res. CREG 106-2006 es inocuo ya que en efecto no transmite ninguna señal económica de seriedad a

los promotores de los proyectos (el valor de la garantía es 1 USD/kW de capacidad instalada).

En consecuencia, se propone agilizar y vigilar el proceso de conexión mediante unificación de

criterios e información, como se propone a continuación:

Propuesta: Facilitar la incorporación de recursos distribuidos (DER)

• Información simétrica para todos los interesados: Formato estándar de intercambio de datos tipo

IEEE, para todos los estudios eléctricos.

• Reglamentar vía Acuerdo de CNO requisitos y tiempos de respuesta homogéneos para proyectos de

menos de 5 MW. Requisitos homogéneos y limitados: i) por tamaños y ii) por tecnología, con apoyo

externo a los agentes, y iii) factor de potencia.

• Ajustar acuerdo CNO 1258 en cuanto a requisitos de protecciones: Si bien es cierto se alcanzó una

evolución favorable con la migración del acuerdo 1071 al 1258, se recomienda crear una categoría

intermedia entre 250 y 1000 kW ya que en este rango todos los clientes deben adquirir protecciones

con una gran cantidad de funciones que impactan de forma apreciable los costos de la solución.

• Vigilar estrechamente el cumplimiento de los acuerdos, para evitar posiciones dominantes, vía

indicadores y monitoreo aleatorio de SSPD: Diseño de indicadores de gestión y de resultado de los

procesos de conexión presentados a los OR con esquema de penalizaciones público y que se articule

con muestreos aleatorios a los clientes y canal online de quejas en las plataformas de los OR.

• Garantía monetaria con señal económica de seriedad real (modificar el monto actual ya que 1 dólar

americano por kW de capacidad por instalar no genera una adecuada señal económica), y con

vencimiento de la asignación de punto de conexión que evite que se reserven Ad eternum11 las

capacidades disponibles.

• Formalizar un estándar de intercambio de información entre los ORs y los promotores de

conexiones de DER, con el fin de facilitar los estudios por realizar.

• Generar a través del CNO una minuta de contrato de conexión estandarizada para incorporación de

DER.

• Mantener informada a la UPME acerca de los puntos y curvas de operación de los GD con conexión

aprobada

11 Locución latina de: Para siempre

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• Activar el Comité Permanente de Expertos sectoriales para: i) Categorizar los requerimientos en la

res. CREG 060 de 2019 en cuanto a la capacidad de la generación y su impacto en el sistema, ii)

Normalizar las características de los inversores.

El objetivo entonces es eliminar la discrecionalidad de los requisitos, facilitar las

conexiones con seriedad, seguridad y confiabilidad, y acelerar la incorporación de DER. El

esquema se complementa con una real vigilancia de la SSPD y controlar el desempeño de los

procesos de los OR basado en mediciones de indicadores clave sobre las solicitudes de los

clientes.

C. Propuestas complementarias

Propuesta: Permitir la operación en isla intencional

Se llama isla a aquella porción de red pública (operada por el OR) que en algún momento se

encuentra exclusivamente alimentada por generación distribuida.

Dado el grado de automatización, medición y control al que se propone llegar, la calidad de

servicio y la confiabilidad del sistema desde el punto de vista del usuario, tendrá una substancial mejora

si se permite la operación en isla intencional, ante eventos de falla o pérdida de la red del operador.

La operación mencionada aísla la red de distribución del OR de la falla, pero no necesariamente

su alimentación por parte de la generación distribuida que quede conectada a dicho punto, vía un sector

de la red del operador aguas abajo de equipo de corte que operó.

La operación en isla intencional ofrece: i) Respaldo en contingencias, ii) Flexibilidad en la

operación, iii) Habilita el despliegue profundo de la respuesta de la demanda y gestión de la congestión

de la red.

El estándar IEEE 1547-2018 considera ya esta opción, sujeto a: i) Condiciones para aceptar el

aislamiento programado o no programado, ii) Reglas de comportamiento de los agentes en modo isla,

iii) Reglas operativas, iv) Criterios de respuesta en cuanto a variables eléctricas, por lo que se

recomienda desde esta misión que estos tópicos recién mencionados sean abordados y definidos

mediante el mecanismo del Comité Permanente de Expertos.

Propuesta: Reformular el cargo de respaldo para AG de más de 100 kW de capacidad de generación

para que este cargo migre de una señal de intensidad del consumo (asociado con las horas en donde

la demanda de la red supera el 95% de la demanda máxima), y cambie a una señal de congestión

derivada del principio de que es más costoso para el sistema reservar capacidad, a mayor congestión.

El esquema vigente en la resolución CREG 015-18 ofrece una señal de obligatoriedad de contratar

una capacidad de respaldo, de tamaño voluntario, cuando el autogenerador conecta una capacidad

igual o mayor que 100 kW. Actualmente, el cargo está asociado con una señal de intensidad del

consumo y relacionado con las horas en donde la demanda de la red supera el 95% de la demanda

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máxima (ver la Figura VI-3), por lo que se considera como una oportunidad de mejora que este cargo

de respaldo se asocie con el concepto de congestión, es decir del uso con respecto a la capacidad (en

esencia la cargabilidad), para obtener cargos económicos con costos más razonables a los que se estarían

dando en la actualidad, y de esta forma motivar la penetración de DER. En concreto, se propone

rediseñar el esquema a una señal de congestión en función de la capacidad de la red y no de la demanda

máxima en la misma para que, a mayor capacidad disponible en la red, menor el precio del cargo de

respaldo al usuario que conecta un DER.

Figura VI-3: Conceptualización del cargo de respaldo

D. Movilidad e industria eléctricas

Mundialmente, la movilidad eléctrica en lo que se refiere al transporte público en sus diferentes

modalidades, en trenes que transportan personas y carga, tranvías, metros y trolebuses, tiene una

tradición de más de un siglo y hoy día se opera con tecnologías maduras y muy avanzadas.

A nivel de transporte individual, la cosa es muy distinta. Aunque el primer automóvil eléctrico se

construyó a finales del siglo XIX, el motor de combustión de petróleo y derivados resultó ser de lejos

la mejor alternativa, por la alta densidad energética del combustible, el tamaño compacto de los

motores, la conveniencia de la disponibilidad muy acelerada de una amplia red de estaciones de carga,

la carga (tanqueo) rápida y la infraestructura de vías avanzada. La libertad de transportarse

individualmente a mayores velocidades y por consiguiente con tiempos de viajes considerablemente

más cortos desencadenó un auge sin precedentes, que sin embargo en los últimos años está mostrando

que llega a sus límites, especialmente en las grandes urbes, en términos de congestión vehicular y

emisiones de gases que contribuyen al cambio climático y son dañinos para la salud humana.

La industria productora de automóviles, que emplea a millones de personas, es la más importante

en la economía de las potencias económicas mundiales, como por ejemplo Estados Unidos, Alemania,

Corea del Sur y Japón. Pero desde hace unas tres décadas, la conciencia de un medio ambiente limpio

y acuerdos internacionales de limitación de emisión de gases invernadero indujeron a expedir normas

de limitación de estos, lo cual condujo a la implementación obligatoria de dispositivos de retención de

esos gases como convertidores catalíticos y filtros de partículas. Cada vez las disposiciones y metas de

reducción de emisiones por parte de Gobiernos y acuerdos multilaterales son más estrictas, teniendo

la meta en muchos países lograr emisiones cero en unos 15-25 años.

Tanto a nivel de transporte masivo como a nivel individual, las emisiones cero o emisiones muy

bajas se logran con vehículos puramente eléctricos o híbridos y en el futuro con otras tecnologías como

celdas de combustible, aunque se debe tener en cuenta que, durante su fabricación, se emiten

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cantidades considerables de CO2 y otros gases, especialmente para la fabricación de baterías, las cuales

además requieren de una minería a gran escala para explotar metales como el litio y el cobalto.

El transporte urbano, además de producir grandes cantidades de GEI, produce gases y partículas

muy nocivas para la salud humana y la movilidad eléctrica lo solucionaría. De otro lado, poco tratada

en estudios internacionales, la causa y la gran proporción de estas emisiones se debe a la excesiva

congestión que sufren las ciudades como por ejemplo en Colombia: Bogotá, Medellín y hasta ciudades

intermedias. Un viaje puede demorar hasta cuatro veces de lo normal, con la consecuente emisión

cuatro veces mayor, lo cual aplica tanto para el transporte individual, como de buses o de carga.

Por lo tanto, aparte de incentivar las nuevas tecnologías eléctricas, que es lo correcto, se debe hacer

un gran esfuerzo en facilitar el flujo vehicular mediante una mejora sustancial de la infraestructura, del

transporte público y de la gestión inteligente con tecnologías avanzadas. Se deben dar incentivos y

facilidades de infraestructura a otras modalidades individuales como la motocicleta, la bicicleta y otros.

Los vehículos de dos ruedas, incluyendo a las motocicletas (también eléctricas) son la solución

conveniente al espacio limitado de las ciudades, aparte del transporte masivo.

1) Tecnologías, Ventajas y Desventajas

Los vehículos eléctricos (VE) se pueden clasificar como vehículos eléctricos de batería (BEV-

Battery Electric Vehicle) y vehículos eléctricos híbridos (HEV – Hybrid Electric Vehicle). Los vehículos

eléctricos puros solo tienen la batería como fuente de energía y necesita estaciones de carga eléctrica.

Un vehículo que tiene dos o más fuentes de energía y convertidores de energía se llama híbrido. Las

fuentes de energía utilizadas en los HEV suelen ser una combinación de recursos, como batería,

gasolina, biocombustibles.

Aunque los BEV poseen muchas ventajas sobre vehículos con motor convencional como cero

emisiones, alta eficiencia, etc., su autonomía de viaje por carga de batería es todavía mucho menor que

en los vehículos de motor de combustión y el tiempo de recarga es muy largo.

La variedad de baterías recargables y sus características implican riesgos transferidos a los usuarios

asociados con menor rango de vida y genera un costo adicional al vehículo. Los carros BEV con

autonomía práctica superior a 250 km son todavía muy costosos, para los viajes superiores a estas

distancias no serían soportados por BEV sin un esquema de estaciones de recarga rápida a lo largo de

las carreteras y autopistas.

Los vehículos eléctricos híbridos tienen mientras tanto, los beneficios del vehículo fácilmente

recargable en cualquier lugar y del vehículo eléctrico y así, superan sus desventajas individuales.

Los VE híbridos enchufables PHEV son híbridos completos que usan un motor de gasolina más

pequeño, una batería más grande que alimenta motor eléctrico igualmente de más potencia.

Los PHEV, igualmente que los BEV, pueden formar parte de la nueva red eléctrica

descentralizada en la cual esos vehículos tendrán funciones de almacenamiento (Grid to Vehicle) y

generación de energía eléctrica hacía la red (Vehicle to Grid).

2) Proyecciones y Metas de Penetración de Vehículos Eléctricos en Colombia

Según los registros de Andemos Colombia, a mediados del 2019 el acumulado desde el año 2011

de eléctricos y híbridos se presenta así (en unidades):

BEV 1.421

HEV 1120

PHEV 626

Total 3.167

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1

Las ventas totales del parcial 2019 ya sobrepasaron las del total del año 2018 (1172 contra 932). El

número de automóviles VE corresponde actualmente al 0,053% del parque de automóviles en

Colombia, de unos 6 millones de unidades.

En términos generales, las proyecciones de penetración de vehículos eléctricos (VEs) a nivel

internacional obedecen principalmente a las metas establecidas por los acuerdos internacionales y las

políticas existentes en los países miembros de EVI. De manera similar, los incentivos gubernamentales

para su adquisición, el desarrollo de las tecnologías, y el aumento en la autonomía de las baterías para

los BEV y PHEV son factores que promueven su desarrollo.

En cuanto a expectativas de penetración de VE, en Colombia existen varios estudios y la

promulgación de metas, en donde se destaca la diversidad de supuestos en las prospectivas, en algunos

se parte de una meta como compromiso de los acuerdos de reducción de GEI y se extrapola (entre

otros) al número de vehículos eléctricos como porcentaje del parque automotor del país.

En el estudio de 2018 de UPME y MINMINAS se consideran los VEs como un gran consumidor

y para el 2030 se prevé que se alcanzarán 900.000 vehículos con una demanda de 4.580 GWh/año

repartidos de la siguiente manera:

• Transporte de carga (interurbano y urbano): 21 mil camiones.

• Transporte público urbano: 25 mil unidades entre buses, busetas, articulados y padrones.

• Transporte particular: 670 mil entre automóviles, camperos y camionetas

• Taxis: 86 mil VEs, equivalente al 14% de la flota de taxis en las principales ciudades

ciudades colombianas.

• Segmento oficial: Aproximadamente 98 mil VEs en el sector oficial.

El mayor obstáculo para la mayor penetración de VE es su precio, que es todavía muy alto para la

gran mayoría de los estratos socioeconómicos en Colombia. Sin embargo, ante la clara tendencia de

disminución del costo de las baterías, principal factor del costo de un VE (la parte de propulsión de un

BEV es más sencilla que de un vehículo tradicional con motor de combustión interna), se prevé una

considerable baja de su precio total, haciendo los vehículos eléctricos mucho más accesibles para la

mayoría de los compradores; ello dejará sin piso el argumento de que los incentivos a los VE solo

favorecen a los compradores con alto poder adquisitivo. Ya varios fabricantes han anunciado modelos

de VE más pequeños.

3) Estructura eléctrica requerida para atender la demanda de energía de la movilidad eléctrica

Colombia Inteligente (CI) ha detallado a las necesidades, las acciones por tomar y las entidades

regulatorias y de normalización responsables en cuanto a estándares de conexión, infraestructura de

carga y los procedimientos de conexión.

Cabe resaltar, que, en el futuro con la masificación de vehículos eléctricos privados, se pueden

llegar a tener picos y rampas localizadas (p. ej. en conjuntos residenciales) que se deben manejar con

esquemas de carga inteligente, programas de RD y señal de precio intra diario.

De otro lado, la demanda total de los VE particulares no jugará un rol demasiado importante. Aún

con las proyecciones más optimistas para el año 2030, la participación de los automóviles eléctricos en

Colombia no sobrepasará el 10% del parque total. Para la movilidad pública en cambio, se requiere

una infraestructura de suministro eléctrico y gestión de la demanda especial, de alta confiabilidad, la

cual ya se está implementando para los buses eléctricos en Medellín, Cali y Bogotá.

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4) Conclusiones

Dado que el transporte masivo con buses diésel (antiguos) y el transporte de carga son los que más

efectos nocivos sobre la salud pública producen, el reemplazo por VE debe ser promovido con mayor

énfasis en estos sectores, en un periodo de transición, también con gas y diésel Euro VI.

La Ley 1964 el 11 de julio de 2019, aparte de los incentivos para los VE particulares, es un gran paso

hacia adelante en la movilidad eléctrica en lo que se refiere a metas para la movilidad pública:

▪ Dentro de los seis (6) años a la entrada en vigor de la presente ley, el Gobierno Nacional en

su conjunto y los prestadores del servicio público de transporte deberán cumplir con una

cuota mínima del treinta (30) por ciento de vehículos eléctricos en los vehículos que

anualmente sean comprados o contratados.

▪ Para las ciudades que tienen transporte masivo, la hoja de ruta de la ley de obligatoriedad de

VE es la siguiente:

A partir de 2025, mínimo el diez (10) por ciento de los vehículos adquiridos.

A partir de 2027, mínimo el veinte (20) por ciento de los vehículos adquiridos.

A partir de 2029, mínimo el cuarenta (40) por ciento de los vehículos adquiridos.

A partir de 2031, mínimo el sesenta (60) por ciento de los vehículos adquiridos.

A partir de 2033, mínimo el ochenta (80) por ciento de los vehículos adquiridos.

A partir de 2035, mínimo el cien (100) por ciento de los vehículos adquiridos.

Para lograr las metas del transporte público y particular, todavía persisten barreras existentes,

especialmente para los carros particulares para los cuales en el 2030 la UPME proyecta en 670.000

unidades, representando este segmento un componente de demanda para la movilidad sostenible y

para el sistema eléctrico descentralizado.

Para realizar una proyección más confiable, que sirva de base para el planeamiento del sector

eléctrico y su modernización, para cada segmento (transporte masivo de personas, transporte de carga,

transporte individual, oficial, de flotas, etc.), se deben realizar encuestas sobre las intenciones de

entidades, potenciales compradores y usuarios, estudios sobre su poder adquisitivo, situación y

factibilidad de eliminar barreras a corto y mediano plazo y aplicabilidad de diferentes tecnologías (BEV,

HEV, PHEV, etc.), llevando a cabo un análisis de esta demanda con más profundidad.

Propuestas: Facilitar la penetración de la movilidad eléctrica

• Reducción mayor de impuestos (IVA Vehicular) para VE particulares

• Reglamentar y regular las estaciones de carga en cuanto al no cobro del IVA, tarificación y la forma de tratamiento impositivo y regulatorio de activos de los operadores.

• Incluir los vehículos PHEV y HEV en el esquema de promoción completo de los BEV según la Ley 1964 del 11 de julio de 2019 para un periodo de transición de 5 años.

• Promover la instalación de estaciones de carga rápida para el flujo vehicular de mediana y larga distancia

• Adoptar protocolo único de cargadores por tipo de vehículo eléctrico

• Simplificar y actualizar trámites de homologación, nacionalización, matrícula y seguros

• Evaluar VE y alternativas tecnológicas en sistemas de transporte masivo internalizando costos ambientales, de salud pública, economía

• Para cumplir las metas de GEI (acuerdo de Paris firmado y ratificado por Colombia) en el sector transporte, se debe:

▪ Aparte de lo anterior comentado sobre los VE, iniciar, para un periodo de transición a solo VE, un programa de reemplazo en el transporte de carga con tecnologías más limpias (HEV, Gas y Diésel EURO VI), igualmente en el transporte público (buses y busetas).

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▪ La congestión vehicular es el principal generador de emisiones nocivas y GEI. Se deben hacer inversiones, sin descuidar la seguridad, en transporte masivo, medidas de infraestructura y en control del flujo vehicular inteligente, no deben limitarse a control de velocidad que hace aumentar la congestión. Solo el cambio a VE no va a solucionar el problema de la congestión, que genera, además, un altísimo costo por pérdidas de productividad en la economía nacional.

• Realizar un estudio de pronóstico de la demanda segmentado por grupos de compradores de vehículos BEV y HBEV con el fin de obtener unas cifras más reales de la futura demanda de energía y de infraestructura requerida por parte de estos vehículos.

VII. FOMENTO DE LA GESTIÓN DE LA DEMANDA

El sistema eléctrico colombiano se ha caracterizado históricamente por ser un mercado de una

sola punta, en el que los generadores envían sus ofertas de precio y disponibilidad de potencia, mientras

que la demanda no participa activamente en la formación del precio. Lo anterior se presenta por

distintas razones: La demanda en Colombia no tiene poder de decisión, de participación, y mucho

menos de negociación. A esto se suma la falta de información para los usuarios, que únicamente ven

un precio promedio mensual del costo de generación (al menos en el caso de los usuarios regulados

que son la gran mayoría en el país). Con este panorama, es complicado pensar en usuarios activos que

puedan participar masivamente en la operación del sistema eléctrico. De hecho, este escenario de no

participación de la demanda en el mercado se podría seguir manteniendo en el tiempo a menos que

se dieran cambios estructurales en el diseño de este y en el manejo de la información del mercado. En esta sección se plantean distintas alternativas para lograr que los usuarios tengan poder de

decisión, y que sus decisiones tengan efectos positivos en la eficiencia del mercado eléctrico

colombiano. Las alternativas consideran el uso de mecanismos de respuesta de la demanda que ya han

sido ampliamente analizados a nivel mundial, pero que en el ámbito colombiano aún carecen de un

amplio despliegue y, sobre todo, de un real objetivo de mejorar la eficiencia. Como se mostrará más

adelante, los programas de respuesta de la demanda desplegada en Colombia tienen como objetivo

principal proveer coberturas de confiabilidad ante situaciones complejas como el fenómeno del niño

o atrasos en la construcción de plantas con OEF – Obligaciones de Energía Firme, pero su uso en la

formación de precio es incipiente.

A. Marco legislativo y marco regulatorio que rige la respuesta de la demanda en Colombia

En Colombia, los programas de respuesta de la demanda en toda su expresión no han sido

ampliamente utilizados. No obstante, existen mecanismos regulatorios que permiten su integración al

Mercado Mayorista. En el 2006, la CREG publicó la resolución 071, que definió al primer programa

de respuesta de la demanda, conocido como la Demanda Desconectable Voluntaria (DDV). Este

programa está definido como componente de los anillos de confiabilidad del sistema para facilitar el

cumplimiento de las OEF, siendo una herramienta que se puede utilizar en caso de contingencias

provocadas por fenómenos climáticos de gran impacto (e.g., Fenómeno del Niño) y en caso de retrasos

en la entrada de operación de plantas de generación. En esta resolución se definió que un generador

que anticipara no satisfacer las OEF, podría negociar con los usuarios su desconexión voluntaria del

sistema a través del comercializador. Para normalizar una operación de DDV, se realizan contratos

entre los generadores con obligaciones de OEF y los comercializadores, y entre los comercializadores

y los usuarios dispuestos a ser desconectados voluntariamente. Estos contratos deben establecerse y

pactarse de forma libre entre las partes, conteniendo información relativa a los agentes que van a

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participar, el tipo de frontera comercial, la cantidad diaria de DDV expresada en energía y la duración

del contrato. Por otro lado, en el año 2015 la CREG estableció un mecanismo de respuesta de la

demanda que funciona en los periodos críticos, i.e., cuando el precio de bolsa supera al precio de

escasez, a través de la resolución 011. En esta resolución se reglamentó el mecanismo que permite

ofertas de respuesta de la demanda en el mercado diario, que serán asignadas únicamente cuando el

precio de bolsa supere al precio de escasez. Es decir, este tipo de mecanismos puede viabilizar y

aumentar la eficiencia del sistema en escenarios de fenómeno del niño, favoreciendo la confiabilidad

del sistema. En este mecanismo, el comercializador en representación de un usuario (o un grupo de

ellos) realiza una oferta de precio única por un periodo de 24 horas (COP/MWh) y reducción en

términos de potencia (MW) por cada hora del día. Al igual que en el mecanismo de DDV del anillo

de confiabilidad, en los programas de oferta de RD – Respuesta de la Demanda se debe establecer

claramente la frontera de DDV, con la cual se podrá verificar la reducción efectiva de demanda en el

lado de los usuarios. La recompensa de los usuarios por tener reducciones efectivas de la demanda

estará definida por la diferencia entre el precio de bolsa y el precio de escasez. No obstante, la

asignación de RD en el mercado diario es vinculante y en caso de que los usuarios registrados en el

programa no disminuyan su demanda (desviaciones mayores al 5% respecto a lo programado), éstos

serán objeto de una penalización relacionada con el costo de la desviación.

En resumen, Colombia tiene actualmente dos esquemas de respuesta de la demanda que están

orientados principalmente a la confiabilidad del sistema por medio de coberturas en las OEF y en

situaciones críticas como el Fenómeno del Niño. No obstante, estos mecanismos son limitados aún en

el fin esencial de los programas de respuesta de la demanda, i.e., la demanda no tiene una real

participación e incidencia en la formación de precio y sólo aumenta la confiabilidad del suministro. Las

barreras de los mecanismos serán analizadas en la siguiente sección, así como los inconvenientes de

acceso tanto del OR como de los usuarios.

B.Antecedentes locales

Los agentes han venido manifestando inconvenientes respecto a la metodología que se utiliza para

la generación de líneas base de consumo (LBC) que son parte fundamental de los programas de

respuesta de la demanda, respecto a la forma como se hace el cálculo de estas, viéndose afectados por

comportamientos estacionales atípicos de los usuarios como por ejemplo la ejecución de

mantenimiento o días feriados. Otro de los aspectos que los agentes participantes vienen manifestando

es la remuneración de las pruebas de disponibilidad. Actualmente, estas pruebas no son remuneradas

por la regulación, lo que genera gastos a los usuarios. Así mismo, manifiestan que el programa está

limitado únicamente a la reducción del consumo por parte de los usuarios y no tiene en cuenta la

posibilidad de que se inyecte a la red la energía de los generadores de emergencia de los usuarios

cuando el programa esté activo. También los agentes participantes manifiestan que la regulación

actualmente es muy rígida respecto a los usuarios que pertenecen a un grupo agregado y que no pasen

las pruebas efectuadas afectando a la totalidad de los usuarios del grupo y que demandas tan

importantes como las de los centros comerciales en su mayoría no están bajo las condiciones actuales

regulatorias pudiendo participar en el esquema DDV. Respecto a la remuneración, los agentes han

propuesto un esquema en donde los participantes del programa entren dentro del mercado como un

generador virtual. Esto posibilita que, a partir de la diferencia entre el precio de la última planta

despachada sin la participación del programa de respuesta de la demanda y el precio de la última planta

despachada con la participación del programa, se generen los recursos para la remuneración a los

usuarios.

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Así mismo, se consultó a los ORs a través del cuestionario las prácticas y perspectivas que tienen

respecto a la implementación de programas de respuesta de la demanda dentro del sistema. Con base

en la información recolectada se obtuvieron las prácticas y visiones que son comunes para las empresas

agrupadas según la clasificación presentada anteriormente (Grupo 1, Grupo 2, y Grupo 3).

• Grupo 1 y Grupo 2

• Ven los programas de respuesta de la demanda como una solución a la optimización de

las inversiones en la expansión de la red.

• Consideran que a través de los programas pueden “Moldear” la curva de carga y de esta

forma obtener beneficios en la operación y la planeación.

• Indican que hace falta adecuar el mercado para poder implementar estos programas,

señalando que se requieren que se produzcan las señales claras que generen la respuesta

de la demanda.

• El Grupo 2 manifiesta que en este momento sus prioridades están orientadas en otros

aspectos del negocio.

• Grupo 3: agentes medianos

• Ven la implementación de respuesta de la demanda como una posible solución en el largo

plazo. Actualmente consideran que con la expansión y la disponibilidad de potencia

pueden cubrir la demanda sin ningún inconveniente.

• Ven el programa de respuesta de la demanda como solución a los sectores donde la

operación del OR no es rentable.

• Ven que la aplicación de programas de respuesta de la demanda puede contribuir a la

expansión de la red en cuanto a que se optimiza técnicamente la misma.

• Grupo 3: agentes pequeños

• No se identifica la implementación de programas de respuesta de la demanda como una

prioridad dado que su foco está centrado en atender los fundamentales del negocio

atención de la demanda., calidad del servicio y recuperación de perdidas.

• No consideran la respuesta de la demanda para la reducción de las necesidades de

expansión en la red

Finalmente, en el año 2016 la UPME diseñó el mapa de ruta de redes inteligentes en Colombia con

un componente de RD. Se recomienda realizar el seguimiento de dicho plan con el fin de identificar

el punto de partida del mapa de ruta propuesto en este documento.

C.Barreras de la implementación de RD en Colombia

Los programas descritos anteriormente tienen distintas problemáticas y barreras que no permiten

la masificación de estos. Estas problemáticas se pueden dividir en las barreras que presentan los

usuarios y las que experimentan las empresas de distribución.

En cuanto a las problemáticas generales de los programas existentes, se puede destacar que éstos

han sido diseñados principalmente con el fin de aumentar la confiabilidad del sistema. A priori, esta

característica no es puramente negativa. No obstante, la cobertura en confiabilidad ha estado

direccionada a proteger el lado de la oferta en lugar de favorecer a la demanda (objetivo de los

programas de RD). Específicamente, el mecanismo de DDV protege por un lado a los usuarios de

que haya falta de suministro o que los precios de la energía sean muy altos. Sin embargo, el DDV es

un mecanismo de cobertura que permite que los generadores que tienen OEF, y que experimentan

retrasos respecto a su fecha de entrada en operación, puedan evitar ejecución de garantías y

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penalizaciones por incumplimiento. Por otro lado, el programa de oferta de RD en periodo crítico

busca proteger a los usuarios de falta de suministro, pero principalmente protege a los generadores

para los cuales en periodo crítico su costo de operación es mayor al precio de escasez. Es decir, el costo

máximo que pagan los usuarios es el precio de escasez y si los generadores tienen un costo operacional

mayor a éste, su generación de energía no va a ser plenamente remunerada. Por lo tanto, el programa

de RD en periodo crítico protege a los generadores que, por sus obligaciones de OEF o del cargo por

confiabilidad, deban generar a pérdida. Por otro lado, las fronteras de DDV que se aplican tanto para

el mecanismo de DDV como de oferta de RD, pueden estar asociadas principalmente a la generación

de emergencia. La generación de emergencia en Colombia utiliza sobre todo combustibles fósiles y

éstos van en contravía de la sostenibilidad ambiental promovida por el gobierno nacional. Finalmente,

en los programas de RD en el mercado diario se presenta una oferta de precio único diario. Las ofertas

de precio único no reflejan efectivamente la disponibilidad a desconectarse o reducir demanda de parte

de los usuarios, sobre todo en el caso de usuarios regulados.

Respecto a las barreras que pueden enfrentar los usuarios, se puede identificar en primer lugar

que hay una falta de información asociada con la divulgación de la existencia y funcionamiento de estos

programas, y la mayoría de los usuarios no tienen conocimiento de ellos. Por otro lado, para acceder a

los programas existentes es necesario contar con un medidor que permita la lectura e interrogación

remota. En el caso de los usuarios regulados, la gran mayoría no cuentan con este tipo de medidores y

su relación beneficio/costo aún no es clara, razón por la que no hay incentivos en que la demanda

realice una inversión en la adquisición de éstos. Es decir, los mecanismos existentes están orientados a

que participe la demanda no regulada. Por otro lado, para definir una frontera DDV es necesario

definir una línea base de consumo y ésta nuevamente está relacionada con la disponibilidad de un

medidor que almacene datos históricos diferenciados temporalmente. Adicionalmente, los usuarios no

tienen acceso a la información del sistema y por lo tanto no pueden ser componentes activos del

mercado. Este punto es independiente de la existencia de medidores inteligentes ya que se podrían

implementar por ejemplo tarifas de tiempo de uso determinadas para franjas de tiempo específicas

usando las curvas de carga de los circuitos o de los transformadores de distribución, como una primera

señal para incentivar la gestión temporal de la demanda en los usuarios. En este sentido, se propone lo

siguiente:

Propuesta: implementar pilotos de tarifas de tiempos de uso, que no requieren medidor horario en

los usuarios para incentivar y probar la respuesta de los mismos usuarios en los primeros pasos hacia

la gestión horaria de la demanda. La anterior propuesta debe ser analizada detalladamente con el fin

de verificar la factibilidad técnica, evaluar esquemas de facturación, y encontrar posibles impactos,

costos, y beneficios. Entendemos que los beneficios de tarifas dinámicas se potencian cuando estos

llegan directamente a todos los usuarios, pero esto requeriría una instalación masiva de AMI. Para esta

propuesta, consideramos que la penetración de AMI puede tardar en llegar a todos los usuarios, pero

para eliminar esta barrera, se propone que a los usuarios que decidan participar en un piloto de tarifas

de tiempo de uso se les aplique una tarificación basada en una curva de carga agregada. Por ejemplo,

un conjunto residencial con un medidor inteligente en el centro de distribución podría tener una curva

agregada del consumo y así tarificar a los usuarios con porcentajes de uso de esa curva. No se tendría

el comportamiento directo del usuario, pero el usuario tendría beneficios por el comportamiento de

todos los usuarios conectados al centro de distribución. Claramente, esta aproximación tendría el

problema de parasitismo de algunos usuarios, pero es un costo por acceder a tarifas dinámicas sin tener

AMI. En paralelo al piloto propuesto, se debe realizar una tarea de sensibilización y comunicación

sobre los usos y ventajas del AMI para que una exitosa implementación de tarifas de tiempo de uso,

sin medición inteligente, no implique una desaceleración en la instalación de AMI. Este piloto puede

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aplicarse a grupos delimitados y sobre los que se puedan tomar medidas explícitas de costo y beneficio

a modo de sandbox regulatorio.

En cuanto a las barreras que experimentan los operadores de red, inicialmente se puede identificar

que la gran mayoría de usuarios no cuentan con medidores que permitan ser interrogados remotamente

(al menos en el caso de los usuarios regulados). Por otro lado, los programas de RD establecidos

actualmente no consideran la participación del OR ya que la vinculación de los usuarios se realiza a

través del comercializador. Es decir, si existieran servicios que pudieran ser prestados por la demanda

a nivel de sistema de distribución, el OR aún no podría hacer uso de ellos ni contratarlos. Lo anterior

está ligado a la falta de definición (o liberalización) de mecanismos que permitan a los ORs contratar

servicios de demanda en el sistema de distribución y que no estén únicamente enmarcados en

coberturas de confiabilidad o en el mercado mayorista.

D. Esquemas o mecanismos para desplegar RD en Colombia

Identificadas las principales problemáticas generales y aquellas que afectan tanto a los usuarios

como a los ORs, en esta sección se proponen mecanismos para favorecer el cumplimiento del principal

objetivo de los programas de RD, i.e., que la demanda tenga una participación en la formación de

precio y que la eficiencia del sistema eléctrico aumente. En primer lugar, es necesario describir de

manera genérica los programas de RD que han sido reconocidos y analizados ampliamente en la

literatura. De acuerdo con Albadi et al., la respuesta de la demanda son los cambios que hacen los

usuarios en el uso de la electricidad teniendo como base su consumo normal. Así mismo, la respuesta

de la demanda la definen como los incentivos diseñados para que los usuarios reduzcan su demanda

de electricidad en casos específicos. Como lo menciona Palensky et al., uno de los casos específicos

más preocupantes es el de la capacidad de la red. Los programas de RD son los mecanismos diseñados

para que los usuarios realicen reducciones en su consumo normal, considerando la existencia de

incentivos o de pagos directos.

Por otro lado, se puede analizar de manera muy breve cómo es el comportamiento de la demanda

en Colombia, así como los precios de bolsa y de escasez. En la Figura VII-1¡Error! No se encuentra el

origen de la referencia. se observa el perfil de carga histórico promedio en Colombia, del cual se puede

observar que los días de la semana son muy parecidos entre sí, mientras que el domingo y festivos la

carga se reduce. Así mismo se puede observar que el perfil de carga en Colombia presenta tres instantes

por resaltar: El primero es entre las 5AM y 7AM, momento en el que finaliza el valle más pronunciado

y la demanda empieza a crecer. Posteriormente, se tiene el primer pico entre las 11AM y la 1PM, y se

mantiene sin mucho cambio hasta las 6PM. A partir de ese momento, la carga crece rápidamente hasta

las 8PM, momento en el que se presenta el pico de carga de todo el sistema. Así mismo, existen

indicadores que nos permiten establecer los cambios de carga durante el día. La relación entre la

demanda valle y el pico más alto es de 63% aproximadamente (3.4GW de diferencia), mientras que la

relación entre los dos picos es de 92% aproximadamente (700MW de diferencia). Por otro lado,

también se puede observar que la duración del pico más alto es de 12.5% del día y del segundo pico es

de 33% aproximadamente. Es decir, el sistema se dimensiona para un instante de tiempo corto (3 horas

al día). Este comportamiento puede verse aún más crítico si consideramos la probable penetración de

fuentes renovables en el sistema.

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Figura VII-1 Curvas de carga en Colombia

Bajo esta perspectiva, se evidencia un escenario factible para que distintos programas de RD

puedan entrar a participar en el mercado eléctrico.

Propuesta: Dado que la expansión del sistema se enfoca en que soporte la demanda máxima, que dura

3h al día, los programas de RD que deberían implementarse en Colombia deberían tener como

objetivo (además de vincular al lado de la demanda en el mercado eléctrico) la disminución del pico

con la consecuente reducción en costos de expansión y operación del sistema, y la reducción de

eventos en donde la operación del sistema pueda verse amenazada por la falta de capacidad de éste.

Tomando como base los mecanismos existentes y el análisis realizado sobre el comportamiento

de la demanda de energía eléctrica en Colombia, los precios de bolsa y escasez, y los datos de los

contratos registrados de DDV, se considera que mecanismos como los programas de control directo

de carga, programas de interrupción, mercado de servicios auxiliares, y tarifas dinámicas, pueden ser

analizados con mayor profundidad para ser implementados en el entorno colombiano. Estas

alternativas pueden disminuir el pico de demanda (reduciendo la capacidad necesaria para garantizar

el suministro) así como pueden aumentar la participación de los usuarios en el mercado eléctrico. La

propuesta de implementación de estos programas en el mercado eléctrico colombiano se presenta en

la Figura VII-2.

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Figura VII-2 Mapa de ruta de programas de RD en Colombia, considerando la penetración de AMI

y la existencia de canalizadores (determinado por el grosor del circulo)12

Propuesta: mejorar los programas existentes (DDV y ofertas de RD en el mercado diario). La mejora

debe estar asociada con evitar las prácticas identificadas como barreras, en donde se realice una

apertura del mecanismo a diferentes agentes (e.g., que la DDV no sea exclusiva de generadores con

OEF). En general, se propone que tanto la DDV como la oferta de RD tenga una apertura para los

agentes del sistema y que no tenga como único objetivo la cobertura del cargo por confiabilidad.

Luego de disciplinar el mercado con las tarifas de tiempo de uso, la evolución natural es hacia las

tarifas de tiempo real (e.g., horarias) cuando esté disponible el despliegue de AMI. Posteriormente, se

propone la implementación de programas de interrupción (PI) que se creen a partir de las mejoras y

evolución del programa de DDV. En los PI se visiona la participación de usuarios residenciales a través

de canalizadores13

. En cuanto a la oferta de RD, se propone que ésta sea incluida en el mercado eléctrico

diario tanto en operación normal como en periodo crítico. Luego, se propone incluir cinco tipos de

mercados de servicios auxiliares (dependiendo de las necesidades del sistema eléctrico). En los

mercados de servicios auxiliares se hace necesaria la presencia de canalizadores que integren a los

diferentes tipos de usuarios en el mercado. La diferencia entre necesitar una alta penetración de AMI

y de canalizadores depende de los tiempos de respuesta y de la naturaleza del consumo participante

(industrial, comercial, o residencial). Finalmente, se propone el control directo de carga que estará

asociado con la existencia de electrodomésticos inteligentes en usuarios residenciales. Los mecanismos

de RD deben estar enmarcados en el nuevo paradigma de operación intradiaria, del que van a ser parte

de forma directa o indirecta.

12 Las medidas consideradas son AE: actualización de existentes, TU: tarifas tiempo de uso, PI: programa de interrupción, Ord: ofertas

de RD en el mercado, Mct: mercado de contingencias, MC: mercado de capacidad, ME: mercado de energía, MF: mercado de flexibilidad,

MR: mercado de regulación, TR: tarifas de tiempo real, CD: control directo de carga. 13 Los canalizadores son agentes que facilitan la participación de usuarios en programas de respuesta de la demanda a través de una

representación comercial.

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E. Características de los programas de RD propuestos

En esta sección se hace un primer acercamiento cualitativo a los principales programas de RD

propuestos en su aplicación al caso colombiano.

• Tarifas de tiempo de uso: Para la aplicación de TU en Colombia, se debe tener en cuenta el

comportamiento y las características de la demanda. A diferencia de los países en donde ha sido

aplicado el mecanismo TU, la demanda en Colombia no tiene un comportamiento estacional, pero

si varianza espacial. Es decir, el comportamiento de la carga es diferente si se compara una ciudad

como Bogotá con una de la Costa Caribe. En la primera, el pico de carga ocurre entre las 7:00PM,

mientras que en la segunda el pico puede ser a las 12:00PM (por el uso de aire acondicionado). Así,

las tarifas dinámicas pueden diferir en función de la zona en la que vayan a ser aplicadas. Cuantificar

los beneficios potenciales de aplicar TU en Colombia es una tarea compleja y puede requerir un

estudio específico que, además de realizar el modelamiento del programa, pueda tener una

estimación de elasticidades precio de la demanda, junto con la caracterización de la demanda

flexible. Como principales beneficios se tendrían la reducción de los picos de carga regionales y por

lo tanto del agregado, la consecuente reducción de precios por evitar utilizar plantas de periodo

pico, retraso en las inversiones de infraestructura, y la operación más eficiente del sistema. Respecto

a los costos, también se tiene una ventaja adicional. En una primera instancia de implementación

no es estrictamente necesaria la penetración de medición inteligente. Tanto los bloques como los

multiplicadores de la tarifa pueden fijarse de forma estática con actualizaciones mensuales,

bimensuales, semestrales, entre otros. De esta forma, los costos estarían vinculados con los

mecanismos que se utilicen para divulgación y conocimiento del programa, con la actualización de

esquemas de facturación, entre otros.

Propuesta: se debe tener como prioridad brindar señales de precio a la demanda. Así, se deben

desarrollar en el corto plazo tarifas de tiempo de uso, que no requieren la masificación de AMI ni

canalizadores. Para esto, la liquidación de la energía consumida puede asociarse con la curva de carga

del transformador de distribución.

• Programas de interrupción y control de carga: en Colombia, se plantea el uso de programas de

interrupción en el corto plazo ya que puede ser aplicado en primera instancia en cargas industriales

y luego a usuarios residenciales con AMI. Por otro lado, el control directo de carga se propone en

el largo plazo, ya que este requiere una infraestructura avanzada de AMI que permita a los usuarios

residenciales participar en el programa. Como principales beneficios se tienen el aumento de la

seguridad y confiabilidad del sistema, posible retraso en inversiones para situaciones de

contingencia, integración de la demanda en la operación, reducción de costos de indisponibilidades

y restricciones, entre otros. Como costos, se tiene que para el PI no se requiere una gran penetración

de AMI ya que el objetivo principal son los usuarios industriales, mientras que para la integración

de demanda residencial se requiere la inversión en AMI. Los costos transaccionales también pueden

ser altos, pero estos se pueden reducir al utilizar la figura de agregadores. En cuanto a los costos del

CD, éstos pueden ser altos porque se requiere una alta penetración de AMI y una fuerte arquitectura

de comunicaciones. Además, se requieren cambios regulatorios relativos a la operación y seguridad

técnica y de la información.

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Propuesta: formular y reglamentar en el corto plazo, el acceso de programas de RD desde el nivel del

OR. En este sentido, es prioritario tener en el corto plazo un programa de interrupción de carga.

• Ofertas de RD: en este documento se considera que las ofertas de RD en el mercado es un

programa que debe aplicarse en Colombia entre el corto y mediano plazo. Los beneficios de este

programa en el país estarían asociados con la reducción de precios de energía (sobre todo en el

periodo pico), aumento de la confiabilidad y seguridad del sistema, reducción de emisiones de CO2,

y aumento de eficiencia por tener un mercado real de oferta y demanda. Por otro lado, los costos

de implementación de este programa están relacionados con la estructuración regulatoria de un

nuevo agente (el agregador), la instalación de dispositivos AMI, la infraestructura de

comunicaciones, los esquemas de divulgación y capacitación de los usuarios, los cambios

regulatorios en cuanto a la liquidación del mercado, entre otros. La ventaja de este programa es que

se puede realizar de forma gradual. Su principal condición habilitante es la estructuración del

agregador y los cambios regulatorios necesarios en el mercado. Una vez se tenga lo anterior, los

primeros usuarios que pueden ofrecer desconexión pueden ser los no regulados/industriales, o

aquellos que ya tengan dispositivos AMI instalados.

Propuesta: se debe permitir y normalizar (a través de los canalizadores como el agregador), las ofertas

de desconexión en la operación diaria del sistema.

• Mercados de servicios auxiliares: en el caso colombiano, el único servicio auxiliar que tiene un

mercado es el de AGC. Este servicio auxiliar funciona para balancear desviaciones del balance de

energía hasta por el tamaño de la unidad más grande del sistema. En este sentido, se pueden

estructurar distintos tipos de mercados de servicios auxiliares, y que pueden ser aplicados tanto en

el sistema nacional como a nivel de sistema de distribución (e.g., regulación de tensión). Cabe

resaltar, que la estructuración de estos mercados debe garantizar condiciones de competencia (e.g.,

que el liquidador no tenga conflictos de interés). En el caso colombiano, se plantea que estos

mercados se empiecen a estructurar en el mediano plazo y que sean progresivos. Es decir, primero

se debe plantear la estructuración de mercados de servicios auxiliares que tengan menos

requerimientos de AMI (por ejemplo, el mercado de contingencias), y luego proceder con la

creación de mercados adicionales. Las principales ventajas de este tipo de programas es que, si se

crean mercados competitivos, los costos asociados a estos serán menores en comparación con el

caso base (ausencia de mercados). En general, la eficiencia operativa y de planeamiento del sistema

se aumenta. Los costos de este tipo de programas están fuertemente asociados con la estructuración

del agregador, con la necesidad de contar con dispositivos AMI y aquellos con telemetría avanzada

específica, la estructuración de nuevos mercados en los que se garanticen condiciones de

competencia, esquemas de supervisión y monitoreo, entre otros.

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Propuesta: se debe contratar un estudio que permita identificar cuáles son los mercados de servicios

auxiliares que tendrían mayor impacto positivo en el sistema eléctrico colombiano, y cómo se deben

estructurar estos mercados.

• Tarifas de tiempo real: el programa de tarifas de tiempo real se plantea para el largo plazo con el

fin de que el usuario sea expuesto y tenga su primer contacto con tarifas dinámicas a través de las

TU, que a priori es un programa más sencillo. Además, la tarificación en tiempo real si requiere un

amplio despliegue de AMI. Partiendo con la base de que los usuarios tienen conocimiento del

funcionamiento de TU, y de que conocen las bases de las tarifas dinámicas de energía, la

apropiación de esquemas de tiempo real es más viable. Como beneficios principales de las tarifas

de tiempo real en Colombia se tienen la reducción de precios de energía, más información

bidireccional sobre el comportamiento de la oferta y la demanda, formación más eficiente del

precio, posibilidad de incorporar señales de escasez o indisponibilidad, entre otros. Los costos de

implementación de TR están asociados con los costos de penetración y masificación de AMI, los

métodos de divulgación y capacitación, los sistemas y arquitecturas de información, el cambio del

esquema de tarificación y liquidación del mercado, entre otros. Debido a que este programa de RD

tiene distintos costos y cambios operativos y regulatorios del mercado, se propone que sea

implementado en el largo plazo, una vez los usuarios estén muy familiarizados con las TU y sus

bloques tarifarios. Considerando que en la mayoría de experiencias internacionales, sobre todo en

Estados Unidos, las tarifas dinámicas son opcionales, se propone que en Colombia también sea de

esta manera. El usuario deberá tener la posibilidad de escoger entre un régimen tarifario en el que

se aplique el precio promedio del mes, o en los que se apliquen las tarifas dinámicas con liquidación

diaria.

Propuesta: se debe pasar progresivamente de tarifas de tiempo de uso a tarifas en tiempo real

Vale la pena resaltar que los programas de RD deben estar orientados bajo el concepto de

competencia abierta a los agentes y a nuevas actividades, y no podrá ser un monopolio del OR. En caso

de que el OR sea uno de los agentes que puedan prestarlos, deben establecerse las reglas de

competencia, transparencia y eficiencia necesarias.

F.Medidas de gestión de demanda como integrales o sustitutos

Los programas de respuesta de la demanda tienen diferentes focos relacionados básicamente con

la reducción de picos, provisión de servicios auxiliares, aumento de confiabilidad, aumento de

eficiencia, entre otros. Por esta razón, se considera que los programas de respuesta de la demanda

pueden (y deben) considerarse de manera integral. De hecho, en el sistema eléctrico colombiano los

programas de DDV y de oferta de RD han sido utilizados de forma paralela para aumentar la

confiabilidad del suministro ante escenarios desfavorables como retrasos en las obras o baja

disponibilidad de recursos. Específicamente, estos dos casos se comportaron como sustitutos en la

coyuntura del año 2016, en donde la oferta de RD fue altamente utilizada en detrimento de la DDV a

pesar de que había plantas con compromisos de OEF. Lo anterior se ocasionó por la gran diferencia

entre el precio de bolsa y el precio de escasez. A este comportamiento paralelo de programas de RD

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se le puede sumar la utilización del programa temporal de “apagar paga”, que significó una reducción

adicional de la demanda del sistema. En conjunto, estos tres mecanismos evitaron que en el sistema

eléctrico colombiano se tuviera que realizar racionamiento en una coyuntura muy compleja.

Entre los programas propuestos, se pueden encontrar mecanismos que tiene el mismo objetivo,

e.g., tarifas dinámicas y participación de la demanda en el mercado mayorista pueden tener como efecto

la disminución del pico. Sin embargo, los costos de implementación, el impacto en el mercado, las

barreras a la entrada, entre otros, pueden ser totalmente diferentes. Una de las principales barreras

para poder implementar los programas de respuesta de la demanda es la disponibilidad de medidores

inteligentes que permitan hacer un monitoreo, control e interrogación remotos. No obstante, lo

anterior, una vez un usuario cuenta con un medidor, podría (técnicamente) participar en cualquier

programa de RD. Por ejemplo, un usuario que participe en un mercado de servicios auxiliares que

busca solucionar las fallas en generación, puede también participar tanto en otro componente del

mercado de servicios auxiliares como en la oferta de demanda en el mercado diario. Claramente, si los

programas de respuesta de la demanda en los que se va a participar son sustitutos, se debe verificar que

los montos ofertados de participación en su total no excedan su capacidad de participación.

En resumen, se considera que los programas de respuesta de la demanda no son excluyentes,

pueden ser tanto sustitutos como complementarios. En este sentido, un usuario avanzado podría tener

un portafolio de participación en diferentes programas de RD, y en el caso de usuarios tradicionales el

portafolio de participación podría ser diseñado por el agente agregador que será descrito en la siguiente

sección. El portafolio de productos debería diseñarse libremente buscando maximizar el beneficio del

usuario. No obstante, el portafolio de productos de RD va a estar delimitado por la disponibilidad del

producto en la plataforma de servicios del OR y su integración con el mercado mayorista. Por ejemplo,

en un caso que los programas de RD disponibles sean el de interrupción y un servicio auxiliar, el

usuario tendrá la potestad de participar en ambos programas definiendo para cada uno su porcentaje

de participación. Así mismo, el OR podrá delinear distintos tipos de programas orientados a satisfacer

el mismo o diferente objetivos. En este aspecto, en el futuro si se pudiesen delinear objetivos

cuantificables para operador de sistemas de distribución.

G.Canales para facilitar la integración de RD y formas de compensación

Una de las barreras a la entrada que pueden tener los usuarios para participar en el mercado

eléctrico colombiano a través de programas de respuesta de la demanda es que los costos de transacción

pueden ser altos. Lo anterior ocurre principalmente en el caso de los usuarios regulados para los cuales

su demanda de energía individual puede ser despreciable para los ORs. En este sentido, los usuarios

individuales además tendrían un bajo poder de negociación y el OR tendería a concentrar la mayoría

de los beneficios de los programas de RD.

De acuerdo con Gkatzikis et al., una de las formas de mitigar esta situación indeseada es la

estructuración de esquemas de programas de RD en donde exista una figura de intermediación entre

los usuarios y el operador. Este nuevo agente se conoce como el agregador. La figura del agregador de

demanda ha tomado mucha fuerza y se ha vuelto relevante en los diferentes sistemas eléctricos del

mundo. En el contexto de las reglas actuales, este nuevo actor tendría la capacidad por ejemplo de

negociar directamente con los generadores que se encuentren en dificultades para cumplir sus

obligaciones de energía firme contratadas a través del cargo por confiabilidad e inclusive, si el agregador

cuenta con la suficiente demanda, podría convertirse en un nuevo actor que podría participar dentro

del mecanismo de cargo por confiabilidad. Respecto a este último punto, el agregador debería tener

cierta firmeza o garantías de entrega de esta energía en situaciones de escasez, y podría establecerse

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como un prestador de servicio público para ser vigilado por la SSPD. No obstante, este tema debe ser

tratado desde el punto de vista regulatorio. La Figura VII-3 muestra la arquitectura de comunicaciones

entre un agregador, el OR, y los usuarios. Se puede observar que el agregador tiene comunicación

directa con diferentes usuarios (en la figura usuarios residenciales, aunque también podrían incluirse

usuarios no regulados). El agregador, al sumar todo el potencial de reducción de demanda de los

usuarios individuales, se puede convertir en un usuario con una demanda considerable para el OR. En

este caso, el agregador tendría poder de negociación con el OR ya que su reducción de demanda puede

impactar considerable y positivamente la operación y planeamiento del sistema de distribución.

Propuesta: creación y reglamentación, en los primeros años de la transformación, de la figura de

agregador, que en principio debe ser el encargado de representar comercialmente a los usuarios. Éste

debe velar por los intereses de los usuarios y negociar su participación efectiva en los programas de

RD.

En Colombia, el agregador en principio puede tener un papel principalmente comercial y

administrativo, que apoye las transacciones entre los usuarios y el OR. En caso de que los usuarios no

cumplan con su obligación de desconexión/reducción de consumo, entonces el agregador deberá

ejecutar las penalizaciones. Es decir, además de su rol comercial y administrativo, el agregador tendría

un pequeño rol operativo en el que se verifique el cumplimiento de responsabilidades de los usuarios.

En este documento se propone que el agregador sea estructurado y reglamentado en el corto plazo, de

hecho, ya existen algunos agentes agregadores en el sistema colombiano. Para poder realizar las

actividades asociadas con la representación de usuarios en el mercado, el agregador debe contar con

una plataforma de comunicaciones robusta. Esta plataforma de comunicaciones robusta, más que el

sólo hecho de contar con AMIs, es la que permite la coordinación efectiva con los usuarios y la

verificación de su comportamiento, así como la comunicación efectiva con el OR. El agregador es

fundamental para empezar con la transición energética, puesto que es el habilitador de distintas

propuestas. En principio, el agregador estaría vinculado principalmente a agrupar usuarios que estén

dispuestos a participar en programas de RD. No obstante, además de la participación de usuarios en

mecanismos de gestión de demanda, el agregador podría representar los intereses de otro tipo de

recursos distribuidos (DERs) como la generación distribuida, los sistemas de almacenamiento de

energía, y vehículos eléctricos. Cuando el agregador cuenta con distintos tipos de DERs, y que están

conectados eléctricamente dentro de una misma área, puede convertirse en un agente más complejo y

con más funciones.

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Figura VII-3 Esquema de agregador en comunicación con OR.

Propuesta: el agregador debe evolucionar en el mediano plazo, de tal forma que represente a los

usuarios que tengan recursos distribuidos en sus interacciones con el OR, no sólo desde el punto de

vista comercial sino técnico y operativo. Es decir, el agregador deberá velar porque en el punto de

acople común (frontera de la microrred) se cumpla con las restricciones operativas (e.g., regulación de

tensión, armónicos, entre otros). Esta tarea podría ser desarrollada por el DSO.

La evolución de responsabilidades del agregador permite que se integren distintos tipos de DERs

y que participen e interactúen juntamente con el sistema de distribución y el operador. Esta operación

conjunta puede aumentar la eficiencia del sistema eléctrico local (la microrred). El concepto de

microrred se aplica a este tipo de esquemas en los que hay un conjunto de DERs que son capaces de

funcionar de forma aislada satisfaciendo la demanda, y tienen además una frontera comercial

claramente establecida. Con el fin de funcionar adecuadamente y de forma segura, la microrred

necesita un ente de control que maneje las interacciones entre los DERs y la demanda, garantizando el

cumplimiento de criterios de calidad y seguridad, e.g., el balance de energía. El OR en primera instancia

es el agente que debería controlar la operación de los DERs y las microrredes. Sin embargo, en un

escenario de alta penetración y proliferación de DERs, el intercambio de información sería muy grande

y la controlabilidad del sistema en el muy corto plazo sería altamente compleja. En este sentido,

proponemos que se considere una evolución de responsabilidades del agregador, y pueda llevar a cabo

las tareas de un operador de microrredes (MGO). Esta evolución operativa del agregador podría

disminuir la complejidad operativa de las microrredes y maximizaría la eficiencia de la red local al

gestionar en conjunto los DERs y la demanda. Por la naturaleza de las actividades que representa, la

evolución del agregador deberá garantizar que se cumplan los compromisos adquiridos con el SDL, o

microrredes vecinas, a través de mecanismos de cobertura o podría ser objeto de penalizaciones. El

papel de controlar y gestionar recursos de microrredes también podría ser prestado por el DSO,

siempre que se cumplan con las condiciones de competitividad.

Considerando la creación de un nuevo agente como el agregador y su evolución, así como la

proliferación de DERs, y la implementación de nuevos mecanismos y servicios al interior del SDL, la

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figura del operador de red podría no ser suficiente. El OR tradicionalmente ha sido un agente

encargado de ampliar el sistema de distribución y gestionarlo con el fin de garantizar un suministro

adecuado de energía. Este comportamiento es el adecuado en un entorno en el que los usuarios son

pasivos y no hay conexión de DERs. Con el nuevo paradigma propuesto en esta sección, el OR debe

migrar a ser un nuevo agente que tenga más autonomía en el sistema que maneja con el fin de

maximizar la eficiencia. Además de prestar el medio físico del sistema de distribución (la red), el OR

debe estar en la capacidad de proveer una plataforma en la que se puedan prestar e intercambiar

distintos servicios. Sin embargo, el OR seguiría teniendo responsabilidades muy claras respecto a la

seguridad, confiabilidad, y respaldo que pueda ofrecer la plataforma.

Propuesta: se debe tener una transición del OR al DSO en el largo plazo, siempre que no haya

incompatibilidades con las condiciones de competencia. En caso de que el OR se convierta en DSO,

éste seguirá con la responsabilidad de operación, planeamiento, e inversiones de la red. En caso

contrario, el DSO podrá ser un tercero. La creación de la figura de DSO es vital para tener un manejo

eficiente de los DERs, pero su implementación debe ser precedida de un estudio detallado de

beneficios, costos, y de plazo de ejecución de la medida.

La transformación del OR en el nuevo agente se conoce como DSO (operador del sistema de

distribución), que es un agente que además de garantizar la expansión y disponibilidad del sistema de

distribución, permite, gestiona, y controla el intercambio de servicios que puede haber en la red. Por

ejemplo, dos microrredes interconectadas a través del SDL podrían hacer intercambios de energía de

tal forma que se maximice el beneficio global. En este caso, el SDL sería el medio físico para el

intercambio y el DSO prestaría el servicio de gestión y control de los flujos de forma segura. El esquema

de operación de un DSO se muestra en la Figura VII-4. En ésta, se puede observar que además de los

usuarios tradicionales que puede atender el DSO, existen varias microrredes y agregadores que

interactúan con el DSO. El DSO se presenta nuevamente en el centro del esquema ya que sería el

responsable de coordinar y garantizar la seguridad de los intercambios entre microrredes, agregadores,

y las cargas del SDL del DSO.

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Figura VII-4 Arquitectura de DSO y conexión con microrredes y agregadores.

Aunque la propuesta de este documento es que el OR evolucione al concepto de DSO, se deben

garantizar las condiciones de neutralidad y competitividad del mercado, ya que éste podría tener poder

de mercado en caso de que tenga recursos distribuidos (orientados a atender demanda) y la decisión

sobre el acceso a la red. En este sentido, es necesario identificar en cuáles actividades, y en qué contexto,

puede participar el DSO al ser el operador de la red y de la plataforma de servicios. En caso de que el

OR sea el DSO, esta transición se debe garantizar que cumple con lo expuesto en la Resolución CREG

080 de 2019. En caso de que no se puedan garantizar las condiciones de neutralidad y competencia

cuando el OR migra a ser DSO, el papel de DSO puede ser asumido por un agente independiente.

En resumen, en esta subsección se propone un nuevo agente (agregador y su evolución orientada

a la gestión de microrredes) y una evolución del OR a un esquema DSO. Estos agentes estarían en la

capacidad no sólo de canalizar la respuesta de la demanda sino en general de todos los recursos

distribuidos de energía, considerando un DSO capaz de prestar una plataforma en la que se

intercambien diferentes tipos de servicios.

H.Alternativas para facilitar la integración de RD en el mercado mayorista

Los problemas e ineficiencias, que se identifican para la participación de programas de respuesta

de la demanda en el mercado mayorista colombiano, están relacionados principalmente con: i) el bajo

poder de negociación que tendrían usuarios individuales; ii) los costos de transacción en pequeña

escala, iii) la falta de información y conocimiento que tienen los usuarios respecto a la operación del

sistema eléctrico, iv) la falta de dispositivos que permitan monitorear y verificar las posibles reducciones

de demanda, y v) la falta de esquemas de participación de la demanda (y en favor de la demanda) en el

mercado eléctrico. Estas problemáticas ya han sido comentadas con anterioridad y a lo largo de este

documento.

Los problemas identificados anteriormente pueden resolverse o mitigarse gradualmente. Para ello,

se considera que las soluciones se pueden dividir en cuatro aspectos fundamentales: i) la divulgación y

socialización efectiva de los programas de respuesta de la demanda, considerando beneficios y costos;

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ii) despliegue de medición inteligente que permita a los usuarios acceder a la información relevante de

la operación del sistema; iii) elaboración y diseño de esquemas de participación como los propuestos

en el punto D de este documento; y iv) la creación de nuevos agentes canalizadores de recursos de RD,

como el agregador y el operador de microrredes, y la evolución del esquema de OR a DSO. En

conjunto, estas actividades pueden solventar los problemas identificados anteriormente, con el fin de

que la RD (y los demás DERs) puedan participar efectivamente en el mercado mayorista colombiano.

A continuación, se describen brevemente las soluciones propuestas:

1. Divulgación y socialización de programas de RD: los usuarios en su mayoría no tienen

conocimiento ni de la existencia ni del funcionamiento de los programas de RD que existen

actualmente en Colombia (el mecanismo DDV y la oferta de RD en periodo crítico). En un

escenario en el que se debe instalar y masificar el uso de AMIs, es necesario que se realicen

campañas de divulgación de las oportunidades que tendrán los usuarios para tener un rol activo

en el mercado eléctrico colombiano. Así mismo, debe socializarse la importancia de la

información a la que se puede tener acceso (e.g., los precios dinámicos) y los beneficios que se

pueden desprender de su uso adecuado.

2. Despliegue de medición inteligente: es necesario que se tenga como prioridad en el corto

plazo, la realización de estudios que determinen la relación beneficio-costo de los medidores

inteligentes desde el punto de vista del OR y del usuario. Como se mencionó inicialmente en

este documento, el costo que se traslada a los usuarios vía tarifa puede estar indexado a la

proporción de los beneficios calculados. Un ejemplo a grosso modo (números hipotéticos) sin

considerar costos es, si los beneficios del OR son 6 y los beneficios de la demanda son 4,

entonces el 40% de los costos de medidor debería trasladarse a la demanda. En este

documento, se propuso un despliegue masivo de AMI que para el año 2030 debería alcanzar

un alto porcentaje.

3. Los esquemas de participación de la demanda se delinearon en el punto D de este documento.

Estos mecanismos permitirían que los usuarios interactúen directamente en la formación de

precio y que por lo tanto se aumente la eficiencia del mercado. En este aspecto, hay distintos

mecanismos que favorecen la participación directa en el mercado (tarifas dinámicas) y otros en

los que se necesitan canalizadores (ofertas de RD, servicios auxiliares, entre otros). Para el

primer caso, basta con que los usuarios tengan acceso a la información, ya sea a través de

medidores inteligentes o por otros medios de acceso público. En el segundo caso, se necesita

la formalización de los mecanismos y la estructuración de nuevos agentes.

4. La creación de nuevos agentes canalizadores de los programas de RD permite que los usuarios

puedan aumentar su poder de negociación en el mercado mayorista. Así mismo, se disminuyen

los costos de transacción y se mitigan barreras de acceso a la información.

VIII. PLANEACIÓN EFICIENTE DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN

A.Estado del arte

La planeación de los sistemas de distribución es una actividad de libre metodología para

determinar los planes de obras, tanto en su componente técnica, como ambiental, económica y social.

Las empresas distribuidoras han venido siguiendo los lineamientos de la Resolución CREG 070 de

1998 en donde se establecen los principios de la planeación de sus sistemas y los criterios técnicos de

calidad, confiabilidad y seguridad para la prestación del servicio de energía eléctrica, se fundan

procedimientos para la planeación, operación y expansión de los Sistemas de Transmisión Regional

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(STR´s) y los Sistemas de Distribución Local (SDL´s), y se definen normas para el diseño y ejecución

del plan de inversiones y nuevas conexiones al sistema, entre otros.

En cuanto a pérdidas técnicas, en la Circular CREG 029 de 2018 la CREG publicó las pérdidas

técnicas de los Operadores de Red para los niveles de tensión 1 a 3, es decir hasta las redes de menos

de 57.500 V, encontrándose valores muy típicos a nivel mundial. Con respecto al tema de calidad del

servicio, los aspectos definidos en la Resolución CREG 070 de 1998 han sido actualizados en las

diferentes resoluciones de metodología de remuneración de la distribución que han sido emitidas por

la CREG con posterioridad. Es así como las últimas señales que se tienen sobre calidad están

contempladas en la resolución CREG 015 de 2018 y se analizó su situación en la sección V. A.

Con respecto al Plan de Expansión en su integralidad, el OR es responsable de elaborar el Plan

de Expansión del Sistema que opera, y los criterios que debe cumplir para ello de acuerdo con lo

establecido en la Resolución CREG 070 de 1998 son:

• Atención de la Demanda. La planeación de la expansión deberá estar soportada en

proyecciones de demanda cuya estimación se efectuará utilizando modelos técnico-

económicos disponibles para tal efecto.

• Adaptabilidad. Los Planes de Expansión deberán incorporar los avances de la ciencia y de

la tecnología que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor

costo económico.

• Flexibilidad del Plan de Expansión. El Plan de Expansión de un OR, en su ejecución, puede

experimentar modificaciones. El OR podrá incluir obras no previstas y excluir aquellas que,

por la dinámica de la demanda, puedan ser pospuestas o eliminadas del Plan inicialmente

aprobado por la UPME.

• Viabilidad Ambiental. Los Planes de Expansión deben cumplir con la normatividad

ambiental vigente.

• Normas y Permisos. Las obras de expansión requeridas deben cumplir con las normas

pertinentes previstas por las autoridades competentes y obtener los permisos

correspondientes.

• Eficiencia Económica. Los Planes de Expansión e inversiones deberán considerar la

minimización de costos.

• Calidad y Continuidad en el Suministro. Los planes de inversión deberán asegurar los

indicadores de calidad que reglamenta la presente Resolución y garantizar la continuidad del

servicio mediante proyectos de suplencia, ampliación, automatización de la operación,

modernización e inventario de repuestos, entre otros.

• Coordinación con el SIN. Teniendo en cuenta que la operación y expansión de los STR’s

y/o SDL’s deben ser coordinadas con el resto del Sistema Interconectado Nacional, el OR

deberá planear su Sistema considerando los planes de expansión en transmisión y

generación elaborados anualmente por la UPME.

A juicio de los expertos, se considera que estos criterios de planeación siguen siendo válidos, pero

es relevante complementarlos o actualizados con lineamientos específicos para que en la planeación

los distribuidores consideren la entrada gradual de generación embebida en las redes de distribución,

la conexión de vehículos eléctricos y de sistemas de almacenamiento a la red, y la participación activa

de la demanda, todo esto desde luego apuntando a una planeación diversa y eficiente de los sistemas,

que logre que estén preparados para la incorporación de estos nuevos actores y equipos, y a su vez las

expansiones o inversiones en modernización y tecnología que requieran los sistemas, sean realizadas

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con eficiencias económicas demostradas, dado que su costo debe ser asumido por los usuarios del

sistema.

Propuesta: Se propone incorporar los siguientes criterios de planeamiento adicionales a la CREG

070 de 1998:

i) Aseguramiento de intercambios: Los planes de inversión deberán promover y responder a las

necesidades de intercambio de energía que requiera la demanda y los recursos DER,

ii) Diversidad: Los planes de inversiones deberán considerar, sin discriminar, todas las opciones

disponibles de recursos distribuidos y de respuesta de la demanda para atender las necesidades de

energía eléctrica de los clientes y los tamaños de los intercambios que estos propicien, y

iii) Observabilidad: Los planes de inversión deberán consideran necesidades de medición parcial en

red acorde con el nivel de penetración de DER y respuesta de la demanda en los sistemas de

distribución.

Así, el consolidado de criterios actualizados se aprecia en la Figura VIII-1:

Figura VIII-1: Diagrama temático de criterios de planeamiento actualizados

Fuente: Consultor

Complementariamente, la planeación también considera horizontes temporales contenidos en la

Resolución CREG 070 de 2008, y que cada OR debe utilizarlos, para el reporte y análisis de

información por ejemplo para realizar las proyecciones de demanda y por supuesto el Plan de

Expansión correspondiente:

• Corto plazo: un (1) año.

• Mediano plazo: cinco (5) años.

• Largo plazo: diez (10) años.

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Sin lugar a duda esta interpretación de los horizontes de planeamiento valdría la pena que fuese

revisada, ya que los tiempos de ejecución de proyectos nuevos principalmente, que requieren licencias

y permisos (ambientales, sociales y demás), por ejemplo, los de STR, han introducido una realidad que

no está armonizada con estos horizontes, desplazando el mediano plazo más hacia el largo, pero nunca

viceversa. Este cambio parece menor pero no lo es, ya que los OR solo están pudiendo cambiar los

factores de desempeño de la red que administran y operan en mínimo 5 años, lo que coincide con la

definición genérica del límite entre el corto y el largo plazo.

Propuesta: Dado que los factores de desempeño del sistema eléctrico cambian notablemente cuando

se logra poner en servicio un proyecto de STR o STN, se recomienda que se especifiquen solo dos

horizontes (corto y largo plazo), con el primero de ellos hasta 5 años (para la ejecución de proyectos

en redes de SDL y subestaciones existentes del SDL y STR) y el segundo del año 6 al año 15 que se

considera como LP para desarrollar proyectos del STR y el SDL nuevos. El año 15 está sugerido para

poder incorporar las realidades de tiempo de ejecución de proyectos de STR y conexión al STN y por

supuesto darle cabida a las transformaciones de largo plazo que se deben dar en la red para habilitar

las nuevas dinámicas de mercado que se han expuesto en este informe.

Paralelamente, es evidente que el desarrollo de los sistemas de distribución en Colombia (STRs y

SDLs) requiere de refuerzos e inversiones técnicas de gran magnitud, por lo que es necesario contar

con un conjunto de opciones para elevar el grado de flexibilidad y seguridad en la red habilitante, en

especial para el corto plazo (menor que 5 años), en donde históricamente el OR incumbente no cuenta

con flexibilidad para adelantar proyectos de gran envergadura que cambien notablemente la operación

de la red. Por ello, el agente encargado de administrar y planificar la red de distribución debiese contar

con alternativas de ejecución también no convencionales que den firmeza a la red y contribuyan de

manera importante a la solución de problemáticas recurrentes en las redes, como la calidad de servicio.

Es por eso por lo que se incorpora la siguiente propuesta.

Propuesta: Permitir que los gestores de la red habilitante incorporen sistemas de almacenamiento local

de gran escala para ofrecer solución a: i) Confiabilidad para zonas apartadas o de alta densidad y difícil

respaldo, ii) Reducción de picos de demanda, iii) Reducción de costos de restricciones eléctricas

(congestión red), iv) Soporte de voltaje en condiciones normales y en contingencia, v) Suministro

adicional en donde las limitaciones de espacio o restricciones de los POT no permiten la entrada y

ampliación de infraestructura convencional y, vi) No se permite el arbitraje en cuanto a precios.

Complementariamente, el ejercicio de planificación de la red no es solo técnico, sino que contiene

una alta especificidad en lo concerniente a los temas económicos y financieros asociados con las

inversiones, y por supuesto una componente regulatoria. En ese sentido, se identifica que, en la más

reciente reglamentación de la CREG, que incluyó lineamientos para el planeamiento detallado de la

expansión a 5 años e indicativo a 10 años, la CREG no logró considerar el futuro que ya llegó con los

recursos distribuidos, ni los nuevos principios y criterios con los que se debía planear esa expansión.

Siendo una resolución de metodología de remuneración futura del negocio, que podría durar otros 10

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o más años como ya ha sucedido, debió incluirse en el extenso listado de Unidades Constructivas los

nuevos requerimientos de la red para la incorporación de DER o el aumento de las necesidades de

observabilidad (cantidad de señales y funciones adicionales de los centros de control de distribución,

por ejemplo).

El cambio requiere de una transición en la cual se evolucione hacia un esquema de reconocimiento

de costos totales de gastos e inversión (OpEx+CapEx) basado en la información de normas NIIF, con

una gradualidad que se sugiere mediante un mecanismo en el que los actuales OR reporten sus costos,

derivados de procesos de compra y selección eficiente de ofertas y que se active una forma de

incorporar ese costos (CapEx+OpEx) en la BRA actual, y que permitan actualizar la remuneración

ágilmente siempre y cuando se cumpla el hito de la senda o la meta, con esquemas de compartición de

ahorros y excesos, similares al esquema RIIO usado en el Reino Unido (OFGEM, 2019).

Además, en el proceso de planeación que ejecutan los ORs para la presentación de los planes de

recuperación de pérdidas, se estableció de otro lado que, en el costo total del plan se pueden incluir

las siguientes inversiones: medidores de usuarios finales regulados que no cuenten con medidor a la

fecha de presentación del plan y su costo no sea trasladado al usuario, medidores en el arranque de

todas las líneas, equipos de medida en los puntos de entrada de cada nivel de tensión, macro medidores

instalados en transformadores de distribución y sistemas de medición centralizada, incluyendo software

y comunicaciones. Así mismo, se estableció también que la CREG en resolución aparte establecería

las condiciones para la implementación de la Infraestructura de Medición Avanzada en la prestación

del servicio público domiciliario de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Así, se tienen varios vacíos para los OR´s en la formulación de los planes de inversión (y de

reducción de pérdidas) de acuerdo con lo que considera esta Misión de Transformación Energética,

entre ellos:

• Las Unidades Constructivas -UC, preestablecidas por la CREG para remunerar las inversiones

por realizar no consideran las inversiones en tecnología y modernización de red, lo que lleva a

las empresas a presentarlas como UC especiales con los riesgos consecuentes en su aprobación

y remuneración.

• No se tiene ninguna señal por parte de la CREG para considerar en la planeación de los

sistemas la entrada de nuevos actores o las inversiones que se requieran para la operación de

los sistemas por bidireccionalidad. Esta labor podría intentarse vía autorregulación de los

agentes operadores de red actuales a través de la posibilidad de modificar los planes de

inversión en el segundo año del actual período regulatorio según la Resolución CREG 015-18.

• La CREG deja al libre albedrío la definición de las variables para la valoración beneficio-costo

de los proyectos. No está claro que los proyectos presentados por los OR´s, a pesar de que

sean presentados con B/C mayor a 1, realmente cumplan este objetivo para la sociedad, pues

pueden presentar B/C mayor a 1 para la empresa (por disminuir índices o metas que deban

cumplir), pero ello no necesariamente implica que estos proyectos sean económicamente

eficientes para la sociedad. Es decir, la fracción de los proyectos que pagan los clientes finales

debe ser proporcional a que los mismos clientes finales puedan capturar o recibir los

beneficios.

• Los temas de AMI igualmente no han sido reglamentados, y su definición se extendió hasta el

2020 de acuerdo con la Resolución MME 40483 de 2019. No ha sido definida una arquitectura

de referencia de AMI, ni su esquema de remuneración, pero a pesar de ello no tiene sentido

que los OR´s hubiesen presentado los planes de recuperación de energía con un horizonte a

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10 años, sin considerarlos. Por lo anterior, existe incertidumbre de cómo van a ser las

decisiones del Regulador en este tema pues la señal no fue la adecuada para los OR´s y ello

tendrá impacto principalmente para aquellos mercados que aun presentan pérdidas muy por

encima de las reconocidas y que presentaron sus planes de inversión de recuperación de

pérdidas considerando la instalación de AMI.

En general, pareciera ser necesaria una señal de política que permitiera tener claridad de qué

porcentaje de la infraestructura de AMI se puede trasladar al usuario final, en función del complemento

la fracción de beneficios que perciben los Operadores de Red, para que el regulador establezca un

camino que facilite la aprobación de inversiones en modernización y tecnológicas (el tema de UCs

convencionales es complejo y resulta no aplicable para lo que se viene a futuro y las tecnologías que ya

llegaron). Adicionalmente, deberían darse unas señales de tecnologías o arquitecturas por utilizar (sin

cerrar posibilidades) para efectos de que se tenga una base de tecnología y en costo de remuneración

para que a futuro no se tengan muchas divergencias entre OR´s (por ejemplo, en cuanto a plataformas

tecnológicas o arquitecturas, requisitos de ciberseguridad, información operativa mínima que aporte la

medición inteligente, protocolos de comunicación, funcionalidades, entre otros, situaciones que

pueden establecerse mediante un Comité Permanente de Expertos.

Propuesta: Se recomienda que a través de Comité Permanente de Expertos se definan un conjuntos

de criterios válidos para las evaluaciones B/C realizadas por las empresas para los proyectos de

inversión en el STR y SDL – e incluso para usuarios que solicitan conexiones directas al STN, con el

finde asegurar homogeneidad en la formación de beneficios y costos de la evaluación B/C para la

sociedad. También se recomienda revisar las metodologías en adelante que permitan discernir cuándo

un problema en la red debe ser solucionado vía obras de STR, o del SDL o bien con los nuevos

mecanismos de autogeneración o energía alternativa localizadas o almacenamiento, es decir una

metodología de selección jerarquizada de inversiones.

B.Prácticas empleadas e información de agentes

Como resultados de las respuestas de los Operadores de Red a las encuestas formuladas, a

continuación, se presentan las prácticas comunes y luego un listado de las prácticas diferenciales en

cada segmento que pueden representar una ventaja o una carencia de cara al desarrollo futuro de la

red de dichos ORs a través del ejercicio de la planeación de la red.

• Prácticas comunes

o Solo los agentes de los grupos 1 y 2, indistintamente de si el Estado tiene o no la

propiedad mayoritaria, cuentan con equipos de trabajo fuertes y numerosos en

planificación de la red. Con respecto al grupo 3, solo algunos de los agentes

medianos cuentan en promedio con solo 2 a 3 personas, lo que parece poco a la luz

de los cambios venideros que exigirán esfuerzos muy importantes de planeación de

la red.

o Pareciera que todos los agentes tienen apoyo regulatorio dedicado en alguna de estas

tres modalidades: i) equipo propio de análisis (empresas de los grupos 1 y 2), ii)

equipo propio reducido, frente al de grupos 1 y 2, y en casos especiales o de elevada

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complejidad regulatoria acuden a consultoría externa (grupo 3 medianas), y iii)

apoyo externo por demanda (empresas pequeñas del grupo 3).

o En general la mayoría de los agentes que atendieron la encuesta manifestaron que

contaban con al menos una persona dedicada a innovar, entendida como ideación

y estructuración de mecanismos tecnológicos de implantación sencilla a razonable y

que permitieran generar condiciones de servicio más eficientes para los usuarios

finales.

o Llama la atención que varias de las empresas encuestadas manifestaron que el

esquema actual no favorece la reposición y no existe una señal adecuada para la

modernización de la red. En opinión de los expertos, el esquema regulatorio castiga

la reposición a tal grado que la hace inviable, mientras que la modernización y

actualización de la red conforman otro pilar fundamental para el ejercicio libre de

las nuevas dinámicas del sector, como se muestra más adelante en esta misma

sección.

o Sin distinción, todas las empresas encuestadas consideran que:

▪ La presencia de las nuevas maneras de producir energía y la presencia de

DER requieren de la actualización de los criterios de planeamiento

establecidos en la regulación vigente.

▪ La regulación de la CREG no fomenta la entrada y consideración de los

DER y la respuesta de la demanda dentro de la planeación, y no hay señales

en ese sentido.

▪ El detalle del ejercicio de planeación solicitado por la CREG es demasiado

complejo, y proponen que la CREG consideren una transición para adaptar

los procesos, menor detalle a medida que el horizonte de planeamiento se

vaya extendiendo y se consideren complejidades sociales, ambientales y de

orden público dentro del ejercicio de la planeación.

o Prácticamente ninguna empresa maneja metodologías internacionales de

planeación, gestión, seguimiento y cierre de la ejecución de proyectos de inversión,

como las ofrecidas por el Project Management Institute – PMI o similares.

o Hay una elevada preocupación en los agentes distribuidores actuales en cuanto a los

problemas que surgen para la ejecución de proyectos, tales como:

▪ Servidumbres: Procesos que causan conflicto y rechazo comunitario y que

ralentizan los proyectos. La vía de solución frecuentemente es la judicial, y

su tiempo de resolución es de varios años.

▪ Obtención de licencias ambientales (no se cumplen los plazos de Ley, no

hay suficiente mano de obra en las instituciones para dicha labor, las

corporaciones regionales son totalmente autónomas). Los tiempos medios

rondan los 1,5 a 2 años.

▪ Gestión social para la obtención de lo que se conoce como el

Licenciamiento Social de los proyectos, cuyo primer paso es la siempre

oposición de la comunidad a dichos proyectos.

▪ Desarrollo de Consultas previas.

• Prácticas diferenciales

o Agentes pequeños del Grupo 3

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▪ En los agentes pequeños del grupo 3, sin distinción de si el Estado u otro

tiene la mayoría de la propiedad, la planeación se reduce al cumplimiento

de las exigencias regulatorias, de la manera en que mejor las entienden ya

que solo pocos cuentan con equipos regulatorio propio y es común que se

apoyen en consultoría externa para interpretar los requisitos de la mejor

manera posible.

▪ Las inversiones se enfocan en satisfacer las exigencias regulatorias, pero no

cuentan con una visión de red ante la ausencia de tres factores

fundamentales: i) equipo propio de planeamiento, ii) formación y

capacidades orientadas al planeamiento, y iii) esquema regulatorio

complejo y confuso.

o Agentes de los grupos 1 y 2 más los medianos del grupo 3

▪ Las empresas capturan mayores ventajas de la innovación que incorporan a

la planeación ya que avanzan hasta pilotos de pequeña y gran escala, en

automatización de la red, comunicaciones e instalación de AMI.

▪ Consideran criterios adicionales como el planeamiento territorial,

metodologías específicas de priorización de inversiones, optimización,

entre otras opciones.

▪ La granularidad de la planeación es elevada (inclusive a nivel de circuito de

MT) dado que manifiestan tener acceso a más cantidad de datos y usan

mejores funciones de análisis de la red.

• Posibles relaciones entre prácticas y categorías o clústeres

▪ Empresas que han solucionado o al menos atenuado su distancia con

respecto a las metas regulatorias (calidad y pérdidas) miran hacia otras

oportunidades y consideran que la planeación es la clave para generar valor

en el futuro, con criterios flexibles, adaptados a las nuevas dinámicas de la

red.

▪ Cada empresa optimiza el objetivo de su planeamiento en función de dos

variables: i) los problemas no resueltos (pérdidas, calidad, entre otros), y ii)

el tamaño de las penalizaciones que le podrían ser asignadas si incumple

con la solución a los problemas que aún no ha resuelto.

▪ Las empresas pequeñas del grupo 3, aparentemente cuentan con escasos

recursos de análisis técnicos, regulatorios y económicos, y se comportan

como seguidores exclusivos de la regulación de la CREG. El riesgo está en

que son una gran cantidad de empresas donde los retos de cobertura,

calidad y pérdidas pueden estar acentuados y el acelerar las soluciones no

convencionales podría hacer la diferencia.

▪ Las empresas medianas del grupo 3 más las de los grupos 1 y 2 consideran

que los nuevos ingenieros, que son egresados de las universidades del país,

no cuentan con las competencias técnicas requeridas para el afrontar las

nuevas oportunidades que brindan las tecnologías DER o de respuesta de

la demanda o en principios regulatorios, y hacen un llamado a que la

Academia actualice sus planes de estudio en este sentido.

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En este punto vale la pena destacar y ampliar la explicación referente a una oportunidad de mejora

del esquema regulatorio actual para acelerar y favorecer la modernización de la red, condición

fundamental para el ejercicio de planificación técnica y de inversiones, entendida como las inversiones

en reposición y mejora de la red existente, para llevarla a un estadio de red habilitante, función que es

desarrollara por los equipo de planeamiento (que a su vez integran las perspectivas técnicas,

económicas, financieras y regulatorias) para establecer una senda de inversiones de mantenimiento,

actualización y crecimiento del negocio de la distribución.

A manera de ejemplo, se muestra la situación de reposición (por ejemplo, para modernización)

de un activo tipo red, genérico, de nivel de tensión II, a efectos de mostrar tanto lo que sucede con los

ingresos como con la BRAE, ante una reposición para modernización, realizada por ejemplo en el año

5 de su vida útil remanente. En ese año, como todavía sigue remunerándose el activo que será repuesto,

se ve un efecto de casi duplicación de los ingresos y obviamente aumento de la BRAE porque en ese

año se remunera tanto el activo que se va a reponer como la inversión en reposición que se realizará,

pero al año siguiente, sale de la BRAE el activo que se repuso (a través de la variable regulatoria

BRAFO), y en consecuencia el efecto en el ingreso a partir del año siguiente de realizada la reposición

implica solo un delta adicional anual, que para este ejemplo produce en 20 años una relación B/C para

el Operador de Red de cerca de 0,25. Es decir, desde el punto de vista financiero del impacto de las

reposiciones en el ingreso, existe un incentivo negativo a la reposición, lo que también significa que la

señal podría hacer migrar a los agentes hacia gestionar la vida útil remanente de los activos existentes

para garantizar que la operación de los mismos hasta el final de esa vida útil regulatoria reconocida o

en su defecto dilatar lo máximo que se pueda la reposición de activos en el sistema y por ende la

modernización. Para mejor ilustración obsérvense las siguientes dos figuras:

Figura VIII-2: Comparación del comportamiento anual del valor reconocido (izq) y del ingreso

anual (der) de un activo típico en el tiempo, con/sin reposición de ejemplo en el año 5.

Fuente: Equipo consultor

En este sentido, dado que en el esquema vigente las empresas no alcanzan a recuperar en general las

inversiones en reposición de activos, podría ocurrir que ellas modificaran notablemente su plan de

inversiones en las revisiones y actualizaciones que se permiten cada 2 años, y no se alcanzaran los

niveles de reposición deseados con la no consecución de las metas de calidad y la postergación de lo

que se considera como red habilitante para la masificación de DER y el despliegue de AMI. Al respecto

se propone lo siguiente:

Propuesta: Mantener la remuneración del activo repuesto, bajo el esquema de ingreso depreciado por

un período regulatorio adicional (5 años más), por ejemplo, lo cual permite que la relación beneficio

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costo de la reposición se acerca a mayor que 1 para el agente que realiza una modernización. El

mecanismo de este incentivo debe estar ligado a cumplimiento de metas de la senda de calidad, lo cual

genera compromiso de mejora en los agentes.

C. Metodología propuesta

En el mundo, las tendencias muestran una fuerte orientación a una redefinición de la función de

planeación, para hacerla más integral, lo cual demanda más información, mejores capacidades de

modelamiento, y más capacidad de análisis no solo en cuanto a profundidad sino en lo referente a los

volúmenes de información por analizar. Es así como el nuevo planeamiento que se está practicando en

mercados y redes más avanzados se enfoca en pilares claves como: i) Escenarios para representar

diferentes posibilidades de carga-generación en los clientes finales, ii) analizar la capacidad de la red

para alojar intercambios bidireccionales constantes, iii) identificación de los límites de la red actual, y

iv) el diseño de la red futura que viabiliza un mayor nivel de intercambios.

Estos pilares requieren de una visión sectorial de largo plazo que se fundamente en tres etapas

muy bien definidas, así:

• Modernización de la red: conformación de un planeamiento orientado en la creación de

una “autopista” para los intercambios de red, es decir la red habilitante para permitir con

neutralidad la incorporación de cualquier mecanismo convencional o distribuido.

• Mejoras en los procesos de conexión de DER: generación de mecanismos que ofrezcan

seguridad, pero con flexibilidad para los clientes finales y para los agentes gestores de la

red.

• Integración de transacciones con el sistema nacional a nivel de intercambios y mecanismos

de mercado

De esta forma, el nuevo centro del sistema eléctrico ya no es la red en sí misma sino el cliente.

Este cliente puede decidir qué alternativas combina para alcanzar la “flexibilidad con seguridad” en su

conexión y es bajo estas condiciones que el agente que esté a cargo de la red de distribución formulará

una estrategia de planeación de dicha red basada y soportada en tres habilitadores: i) Modernización

de la red, ii) despliegue de AMI y iii) reconocimiento del concepto de flexibilidad con seguridad

energética para el usuario final.

i. La modernización de la red de media tensión y la estandarización de criterios de desarrollo

que aseguren B/C>1 para la sociedad. La nueva red debe ser desarrollada con criterios

primordiales de confiabilidad para asegurar un medio homogéneo y neutro de intercambio

de energía con medio de comunicaciones habilitado que permita aprovechar al máximo la

información operativa y de mercado para un intercambio de servicios por venir. Esta

modernización debe darse en un paralelo armonioso con el despliegue de AMI conteniendo

las propuestas presentadas en las secciones V. a VIII. , dentro de las que se destacan:

1. Esquema de control híbrido descentralizado

2. La operación en isla intencional

3. Bandas de frecuencia de comunicaciones, exclusivas para gestión del negocio

eléctrico.

4. Complementar el nivel de integración de la automatización de la red: SCADA,

EMS, DMS, OMS, GIS con DERMS y AMI

5. Desarrollo incremental de funcionalidades del sistema de control en función de la

penetración de DERs

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6. Desarrollo incremental de equipos de corte, protección y tecnología de punta a lo

largo de la red y en subestaciones en función de la penetración de DERs

7. Implementación de planes piloto supervisados y ampliamente monitoreados

(UNAL, Fenicia, Cali, Caribe, etc.)

8. Plataformas y ciberseguridad:

i. A medida que se realiza el despliegue en hardware se aprovechan las

tecnologías y prácticas ya maduras que usa el mercado no regulado de tele

medición, para establecer los protocolos, las características, funciones y las

especificaciones que permitan la captura, la integración, la concentración,

el análisis y gestión de datos y la ejecución de acciones (corte y reconexión,

consumos prepagos, por ejemplo) que pueda ser implementada de manera

costo-efectiva en el país.

ii. Definir paralelamente con el despliegue en los primeros dos años los

requerimientos de ciberseguridad y privacidad, gestión, administración de

la información y derechos de uso para todos los agentes, incluyendo el

usuario mismo.

9. Foco en la activación de las palancas que permiten percibir valor al cliente final

luego de desplegado el AMI (tarifas horarias, incentivos para desplazamiento de

consumo, entre otros).

10. Crear un plan de comunicación para la sociedad, a escala nacional, con cobertura

360°, basado en hechos y datos confiables y verificados, y de divulgación amplia,

constante y frecuente, sobre las ventajas, beneficios, oportunidades, costos y retos

de la implementación de un despliegue de AMI el cual sea desarrollado con

información de los agentes, pero por organismos independientes.

11. Crear un menú de tarifas que valoren los recursos distribuidos que puedan conectar

y usar los clientes, y que consideren la realidad colombiana de un ingreso bruto per

cápita de menos de los USD7.000 año

ii. Despliegue de AMI: Basado en la propuesta de despliegue y consideración tarifaria

planeados en la sección V. D.

iii. Manejo de la información proveniente de AMI a través de un mecanismo de gobernanza de

datos que asegure condiciones de simetría en el acceso y disponibilidad de información

comercial de los usuarios para cualquier comercializador, teniendo en cuenta que la

información a la que se pueda tener acceso debe considerar los lineamientos de Ley acerca

de la privacidad de información de los usuarios.

iv. Reconocer el concepto de la flexibilidad con seguridad en el servicio eléctrico para el usuario

final (ver Figura VIII-3), representado en la posibilidad del cliente, sin importar su tamaño,

de combinar libremente las fuentes de suministro y respaldo para sus necesidades (consumo

y de exportación de excedentes o venta de servicios futuros como RD entre otros), lo que

implicará un cambio diametral en los objetivos y criterios utilizados para la planeación de

los SDLs y sin duda para los STRs y el STN.

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Figura VIII-3 Dimensiones de la flexibilidad con seguridad energética

A partir de ello, los agentes que se encarguen del desarrollo y ejecución de la función de

planificación experimentarán que el nuevo planeamiento:

• Tiene una velocidad de cambio mayor que el planeamiento convencional.

• Es por definición multi recurso, al considerar diversas fuentes de suministro para atender las

necesidades de los clientes.

• Es multiobjetivo ampliado, ya que además de enfocarse en la demanda, la calidad y las

pérdidas, la red es un viabilizador de transferencias y un dinamizador del mercado.

• Es más complejo que la planeación de red convencional.

A medida que se vayan volviendo más y más populares los DER como autogeneración, baterías,

vehículos eléctricos (principalmente por su costo y los procedimientos que se sugiere sean básicos para

su incorporación) los agentes encargados de la planeación y del desarrollo de la red tendrán que ir

adaptando sus metodologías y conviviendo con el envejecimiento de la red tradicional. Así, si bien el

planeamiento sería entonces una práctica en constante evolución, se recomienda respetuosamente al

MME que a través del mecanismo que considere más apropiado se determinen de forma reglamentaria:

i) Los principios, ii) los objetivos y iii) los criterios, para que los agentes responsables de esta función

de planeamiento tengan la flexibilidad para aplicarlos y alcanzarlos considerando las particularidades

del mercado de cada agente.

Propuesta : Nueva guía de planeamiento integrado de la red basada en Hosting Capacity, que considera

los siguientes principios: i) Segmentadas por zonas operativas, ii) seguimiento del potencial de recursos

distribuidos, iii) determinación de señales de expansión según el grado de penetración de DER, iv)

pago de la capacidad de conexión por parte de los Gx, v) separación de cargo por volumen (energía)

y establecimiento del cargo por capacidad de conexión (potencia instalada), y vi) actualización anual y

trabajo colaborativo con el Comité Permanente de Expertos.

Flexibilidad con

seguridad

Suministro desde la red

AGPE/AGGE

Red confiable para

intercambiosBaterías

Respuesta de la demanda

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A manera de guía, sin que esto implique una camisa de fuerza, ya que los agentes cuentan con

libertad para determinar sus propias maneras de planear el futuro de la red habilitante, los agentes que

tengan la responsabilidad del planeamiento técnico de la red de distribución pueden considerar la

siguiente guía de planeamiento con objetivos y criterios para mejorar su ejercicio de planificación

periódico de la red, ya que se identificó que, si bien es cierto que cada agente tendrá una diferente

senda de penetración y desarrollo de DER, es inevitable que considere para lograrlo su propia

realidad14

. Así, esta guía pretende plantear los aspectos y elementos de planeamiento que deben tener

en cuenta, más que a definir cómo deben realizar el ejercicio mismo de la planificación de la red.

1. Objetivos

a. Conversión de la electricidad de producto a servicio mediante el aseguramiento de

un medio físico transaccional: la red

b. Atender satisfactoriamente los niveles de intercambio probables entre los agentes,

incluidos los generados por las exportaciones de los actuales consumidores,

incluyendo las reservas o respaldos de potencia que contraten los usuarios.

c. Garantizar niveles de calidad por escenarios de presencia de DER, para que de

manera razonable y costo efectiva se modernice el sistema y se permitan las nuevas

dinámicas de la red.

d. Asegurar libre acceso a la red para las nuevas tecnologías con reglas claras de

intercambio de información, requisitos y tiempos de aprobación/improbación de la

conexión.

e. Aprovechar óptimamente la información de los habilitadores:

i. Observabilidad de la red con la Automatización dentro de la

modernización,

ii. Observabilidad del cliente y su relación con la red desde el AMI y

iii. Observabilidad y controlabilidad de la incorporación de mecanismos

distribuidos por parte del cliente (VE, AGPE, AGGE, BESS, etc.)

f. Ampliar permanente la cobertura mediante las diferentes posibilidades que ofrecen

las nuevas tecnologías.

g. Respetar de la normatividad ambiental

h. Considerar la normatividad local o regional referente al uso del suelo y del territorio

i. Concentrar la expansión donde es más económico para el usuario, maximizando el

uso de los recursos distribuidos como primera instancia,

j. Minimizar hasta donde las condiciones económicas lo permitan, el sobrecosto de

las restricciones en los STR y en el STN con el uso de dispositivos DER, incluso en

niveles de tensión inferior a donde se evidencia el problema (por ejemplo, baterías).

k. Propender por la costo-eficiencia comprobable en la expansión y modernización de

red para el usuario final.

14 La propia realidad de los agentes se define como la consideración de las razonables posibilidades de crecimiento de la demanda,

penetración de DER, ingreso económico de sus clientes, disponibilidad, intensidad e intermitencia de los nuevos recursos energéticos, entre

otros.

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2. Razonamientos: Dado que no es posible en este momento definir metas e indicadores

precisos, se ofrece un menú de consideraciones para el desarrollo de la planeación para la

red del futuro:

a. De captura de información adicional a la ya establecida en el planeamiento

convencional

i. Consumos en energía y potencia de los clientes de demanda convencional,

el cual pueda considerar segmentación a media tensión

ii. Curva de carga típica de activa y de reactiva segmentada por:

1. Tipos de día (al menos hábiles/sábado/domingo y sábado/domingo

diferenciado cuando el lunes siguiente es festivo)

2. Niveles de tensión

3. Rangos de penetración

iii. Indicadores de intensidad y continuidad o en su defecto intermitencia de

los recursos alternativos (radicación solar efectiva traducida en kWh/m2

,

principalmente)

iv. Indicadores de uso de mecanismos de reemplazo o desplazamiento de

demanda (baterías, demanda desconectable voluntaria)

v. Las estadísticas de calidad de servicio (SAIDI, SAIFI y CAIDI propios de

cada transformador de distribución, circuito, subestación MT/MT o

AT/MT, línea de transmisión)

vi. Los niveles de voltaje a lo largo de la red, en especial en MT.

vii. Los consumos brutos de los clientes (no los netos) que cuenten con matriz

energética diversificada, considerando el respaldo que contraten para

identificar la máxima potencia requerida en contingencia propia.

viii. Cargabilidad (bidireccional) de los elementos de red.

ix. Inventario de DER en cuanto a capacidad, tecnología y tipo (batería,

generación fotovoltaica, etc.)

x. Solicitudes de conexión de DER.

xi. Información de capacidad o tamaño máximo disponible de DER en puntos

de control de las redes de distribución.

xii. Agregación por al menos alimentador/circuito de compromisos de respaldo

de red según las curvas de carga típica.

b. De pronóstico de transferencias: La nueva dinámica de red, con la presencia de

DER y respuesta de la demanda exigirá ya no un pronóstico de demanda

convencional sino complementado por transferencias, ya que la red es el medio

homogéneo que viabiliza dichas transferencias:

i. Pronóstico de demanda convencional

ii. Pronóstico de nuevas solicitudes de DER en función del:

1. Poder adquisitivo de los clientes

2. Tipos de clientes presenten en el segmento de red que se analiza

(industrial, comercial, residencial, etc.)

3. Potencial del energético disponible

4. Incentivos existentes (para VE o baterías, por ejemplo)

c. Calidad, confiabilidad y capacidad

i. Máximo nivel garantizado de SAIFI para zonas urbanas y zonas rurales

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ii. Máximo nivel garantizado de SAIDI para zona urbanas y zonas rurales,

diferenciando en especial en especial donde quedó opcional el despliegue

de AMI.

iii. Máximo valor de saturación de la red

iv. Máximo valor de congestión ante contingencia sencilla o de energía y

potencia atrapada.

d. Pronóstico de intercambios y transferencias: Tal vez una de las partes más complejas

de la planeación será la estimación de esta parte. En este nuevo entorno de la

planeación, la palabra clave es la incertidumbre por lo que ante diferentes escenarios

de: políticas gubernamentales de estímulo o contracción de la economía, variación

de la demanda bruta, comportamiento del clima, disposición a pagar de parte de los

clientes para adquirir DER, evolución de los costos para adquisición de DER,

penetración de DER en el tiempo, posibilidades de terceros que agreguen demanda

desconectable, etc., el mejor camino será la simulación estocástica de estas

incertidumbres. Entonces la planeación estocástica basada en probabilidades

permitirá determinar escenarios finales de refuerzos o expansiones con sus

inversiones asociadas que permitan cumplir, con una probabilidad de aceptación,

los anteriores criterios, en especial transferencias y confiabilidad de la red. Los

planes de refuerzos están determinados por el indicador clave que será la

transferencia o intercambio asegurado con el nivel de continuidad que se determine,

es decir la capacidad de alojamiento o hosting capacity. Se deberán elegir pues, dos

escenarios con intermedia y baja probabilidad de ser superados - PSS, los cuales se

informarán a la UPME. Por ejemplo, podrían considerarse los escenarios de

resultados del 80% y del 30% PSS.

e. Evaluación de beneficios para la sociedad: Es fundamental que los agentes,

acuerden y sometan a discusión plural los mecanismos y metodologías de cálculo

de beneficios (tamaño y temporalidad), al igual que los métodos de estimación de

la inversión, escenarios contingentes y la incorporación de los gastos, para asegurar

una alta transparencia y seguimiento de las inversiones que se ejecuten en dos

sentidos:

i. Trazabilidad y demostración real y contundente que las inversiones tienen

B/C > para el cliente final

ii. Que la ejecución de las inversiones sea oportuna y con el alcance pactado.

f. Monitoreo de los drivers de cambio para que se actualicen los criterios y las

metodologías: Por ejemplo, para alternativas que no dependen de la red como la

desconexión voluntaria de la demanda, se recomienda un monitoreo anual basado

en indicadores sintéticos que midan la variación de la presencia de esta opción a

través de los Comercializadores en el mercado de cada agente distribuidor, con el

fin de medir el potencial, y la posibilidad de un impacto apreciable en la planeación,

sin olvidar el monitoreo de las señales de precios para este servicio.

g. Periodicidad de la planificación y horizonte de análisis

i. El horizonte recomendado será de 10 años

ii. La resolución recomendada del plan será bianual para permitir mayor

flexibilidad en la ejecución de los proyectos y posibles cambios temporales

de las fechas de puesta en operación

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iii. La frecuencia del ejercicio de planeamiento se sugiere que sea anual para

los agentes con alta penetración de DER y bianual para los agentes con baja

penetración15

.

3. Revolución de la planeación: Se migrará de una planificación que atiende los requerimientos

de carga con confiabilidad y al mínimo costo a un Planeamiento de Recursos Integrados

para garantizar la Seguridad Energética del Usuario - PRI.

4. Integración con la planeación de la transmisión nacional: Fundamental es el hecho de que

los resultados de al menos dos de los escenarios más probables que resulten del ejercicio de

planeamiento de recursos integrados de cada responsable de red, junto con sus planes de

obras evaluados y priorizados en tiempo, sean insumo para el desarrollo de la planeación de

la UPME en el PERGT el cual se recomienda que siga desarrollándose anualmente y con

destino a la determinación de los paquetes de obras del STN.

Finalmente, dado que se ha identificado al largo de este documento, la necesidad de definir temas

con alto grado detalle como tecnologías asociadas con AMI, niveles de automatización y de

modernización de la red, métodos de análisis, estandarización de requisitos para incorporación de

DER, procedimientos para incorporación de DER, entre muchos otros aspectos, se considera

prudente:

Propuesta: Crear un Comité Permanente de Expertos, conformado por representantes de los agentes

actuales, de los nuevos, del regulador, externos (inclusive con representación de la demanda), que

definan y mantengan actualizados: i) Niveles mínimos de modernización de la red (automatización),

ii) ajuste de requisitos de conexión DER, iii) AMI (Definición de funciones técnicas y soluciones de

comunicaciones), más alternativas de asignación de beneficios y costos iv) Criterios unificados de

Planeamiento de Recursos Integrados, v) criterios homogéneos de evaluación B/C de inversiones, vi)

lineamientos de selección jerarquizada de inversiones, que permitan discernir cuándo una necesidad

se deba solucionar vía STR, SDL, con mecanismos convencionales o alternativos, entre otros muchos

más tópicos. Lo anterior en consonancia con las recomendaciones de la OCDE para el Gobierno de

Colombia asociadas con el seguimiento oportuno que debe realizarse a la eficacia de las medidas

regulatorias de la CREG, y a juicio de los expertos alcanzar un mejor balance de intereses que apoyen

las decisiones sectoriales y que se mantenga una respuesta de señales oportunas que atienda los

constantes cambios y nuevas dinámicas que la actividad de distribución de energía amerita.

D.Elementos de la hoja de ruta preliminar

La hoja de ruta refleja en términos generales y macro, las acciones prioritarias y fundamentales

que se debiesen contemplar para alcanzar el porvenir deseado de tal manera que desde la planeación

de la red se den los primeros pasos del direccionamiento hacia un sistema al servicio de clientes de

vanguardia e inteligentes.

15 La baja/alta penetración se considera cuando la dupla (potencial del recurso vs costos de implantación y procedimiento de incorporación

sean los adecuados para que se genere una masificación. Esta misión sería de interés del Consejo Nacional de Operación o de sus Comités,

para que se determine un indicador de masificación.

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Esta hoja de ruta se expresa mejor en los siguientes diagramas, en donde el primero presenta un

resumen de la visión y de los grupos tecnológicos que dependen inequívocamente de la red, junto a los

tópicos más relevantes que se deben considerar dentro de la transformación energética y que tocan no

solo las definiciones, reglas y métodos para considerar su impacto, sino sobre muchos de los cuales hay

que actuar, inclusive reformulando lo ya establecido como ocurre en el caso de las tecnologías

tradicionales.

Así, en el siguiente diagrama se listan los principales aspectos o acciones técnicas y regulatorias que

se recomiendan implementar para lograr la transición hacia el Planeamiento de Recursos Integrados –

PRI. Se destaca que las propuestas en temas de profundidad técnica se desarrollen a través del Comité

Permanente de Expertos cuyos miembros serán seleccionados del sector, por ejemplo, de los agentes,

la academia, consultores, etc., y tendrán participación las entidades que elija el MME como la CREG,

la UPME y el Operador Nacional-XM, entre otros. Entre los propósitos de este Comité estarían:

Apoyar las políticas del gobierno central con miras al cumplimiento de aspectos como el seguimiento

al desempeño de la regulación, y en una línea de mayor visión estratégica se encuentran los asuntos

que requieren determinaciones normativas y regulatorias que serían del resorte ministerial y de las

comisiones de regulación como se muestra en la siguiente figura.

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Figura VIII-4 Acciones regulatorias y técnicas para para alcanzar el Planeamiento de Recursos Integrados - PRI

• Niveles mínimos de Actualización red (automatización)

• Ajuste de requisitos de conexión DER

• AMI (Definición de funciones técnicas y soluciones de comunicaciones)

• Criterios unificados de Planeamiento de Recursos Integrados y hosting capacity

• Evaluación B/C de beneficios de AMI a los clientes finales

• Captura, administración, protección de información, gobernanza de datos y ciberseguridad para plataforma AMI

• Establecer las metodologías de evaluación de los proyectos que incorporen mecanismos DER

• Metodología de selección jerarquizada de inversiones, que permita discernir cuándo una necesidad se deba solucionar vía STR, SDL, con mecanismos convencionales o alternativos.

• Otros

Funciones del Comité Permanente de

Expertos

• Establecer un comité permanente de expertos para definir los aspectos técnicos alrededor y de la Planeación de Recursos Integrados - PRI

• Reglamentación modernización red

• Reglamentación AMI

• Tarifas de disponibilidad de potencia y de energía

• Medición horaria bidireccional de P y Q

• Reglamentación sobre mecanismos plurales de respuesta de la demanda, para lograr una verdadera dinámica del mercado

• Diseño de mecanismos de seguimiento y ejecución oportuna de inversiones

• Regulación para Baterías y VE

Acciones regulatorias o normativas I • Coordinación de políticas entre Min Energía, Min Comercio, Industria y

Turismo, Min TIC, Min Transporte, Min Ambiente

• Separación total de Cx de Dx

• Evaluar la conveniencia de separar el Cx del Gx si considera la CREG que puede haber un conflicto de intereses alrededor de la respuesta de la demanda, o posibles posiciones dominantes.

• Mecanismos de aceleración de Licenciamiento ambiental, Consultas previas, Licencia social.

Acciones regulatorias o normativas II

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IX. LA PERSPECTIVA DEL CLIENTE FINAL

El cliente final, al ver la transformación aproximarse es natural que reaccione en oposición al cambio. El proceso

del cambio hay que vivirlo con el cliente, entendiendo con él los costos adicionales que puedan surgir, los mecanismos

de compensación, para atender sus incertidumbres.

Para ello, se vuelve fundamental que se formule un muy completo plan de comunicación para ejecutarlo con los

clientes, en donde se le informen:

• Los costos

• El (los) esquema(s) de propiedad

• Los mecanismos de pago

• Cómo puede ahorrar en la factura con el AMI, por ejemplo

• Cómo funcionarán las nuevas tarifas (¿porqué del cambio?)

• ¿Qué funcionalidades puede utilizar?, y cómo usarlas?

En conclusión, todo esfuerzo de claridad, refuerzo, tiempo dedicado para que el cliente se entere y entienda los

cambios y tenga información clara, oportuna, directa, completa y precisa, redundará en una mayor posibilidad de

aceptación del cambio.

El hecho de aceptar el cambio sin traumatismos no implica que todo cliente explote por completo las

funcionalidades y posibilidades que otorga la trasformación, mediante el uso del medidor inteligente. Sí es muy posible

que el cliente tome algunos de los dos caminos más conservadores, porque de algún modo son más cercanos a la realidad

que conoce. Estos caminos son el cliente pasivo y el del cliente indiferente. Muy pocos clientes, y allí es donde está el

reto para el sector, tomarán el camino del cliente vanguardista (ver figura siguiente) que desea maximizar su beneficio.

Figura IX-1 Comportamientos esperados d ellos clientes con la transformación.

Así, un muy buen punto de partida para pensar y reflexionar es el que reflejan los siguientes aspectos básicos:

1. ¿La plataforma tecnológica por sí misma permite “evangelizar” a los clientes para que pasen de pasivos o

indiferentes a vanguardistas?

2. Sin duda habrá clientes “rehenes” que por diferentes razones no migrarán a vanguardistas ni estarán

interesados en las nuevas tecnologías y estos permanecerán con el Cx incumbente.

3. Mientras el cliente final empieza a percibir las mejoras, sobre todo en reducción de costos, ¿cómo se le debe

presentar el cambio de medidor y acometida al cliente, y que no sienta que otros ganan y él no?

4. ¿Cuál será la estrategia y la táctica para que al menos los clientes indiferentes se dinamicen y aprovechen las

nuevas opciones que ofrecerá el mercado?

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5. Debiese hacerse un despliegue simultáneo de los ajustes tarifarios y las opciones de mercado para el cliente,

y en paralelo implementar las inversiones en los cimientos de la nueva dinámica de mercado para evitar que

el cliente pregunte:

a. “¿Para qué más tecnología si se me va la luz más veces que las que recuerdo?”

b. “¿Para qué me van a cambiar un cacharro que no me trae ningún beneficio?”

c. “¿Y eso cuánto me va a costar?”

Para terminar, los análisis y propuestas recogidos a lo largo de este informe reconocen la importancia del cliente

final como decisor activo con derechos fundamentales de elegir su prestador de energía, generar energía, vender sus

excedentes y hasta definir si lo desea la composición de su matriz energética propia, todo lo que se puede lograr con la

implementación de los habilitadores y catalizadores presentados.

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